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Relion® 670 series

Protección diferencial de barras REB670PreconfiguradoGuía del producto

Contenido

1. Características.....................................................3

2. Aplicación.............................................................5

3. Funciones disponibles........................................11

4. Funcionalidad.....................................................13

5. Descripción del "hardware"...............................26

6. Diagramas de conexión......................................28

7. Datos técnicos...................................................36

8. Pedidos..............................................................62

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Marcas

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Protección diferencial de barras REB670 1MRK 505 182-BES APreconfiguradoVersión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Enero 2011

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1. Características

• IED para protección diferencial debarras, esquinas en malla y protección enT

• Versión trifásica del IED con dos zonasde protección diferencial de bajaimpedancia y cuatro u ocho entradas TItrifásicas

• Versión monofásica del IED con doszonas de protección diferencial de bajaimpedancia y doce o veinticuatroentradas TI. Normalmente se requierentres IED por esquema de protección, unopara cada fase

• Tres alternativas de configuracióndisponibles – listas para conectarse

• Un IED de protección, control ysupervisión con amplia biblioteca defunciones y posibilidades deconfiguración, y diseño de "hardware"ampliable para cumplir con los requisitosespecíficos del usuario

• Dos zonas de protección diferencial debaja impedancia con:

▪ Disparo de alta velocidad por faltasinternas. Tiempo de funcionamientotípico 12 ms

▪ Estabilidad completa en caso defalta, con fuerte saturación del TI yuna remanencia máxima en elnúcleo del TI durante el reengancheautomático

▪ Bajo requisito del TI; sólo senecesitan 2 milisegundos parasaturación, para un funcionamientocorrecto

▪ Detección inteligente para circuitossecundarios del TI abiertos o encortocircuito, y bloqueo configurablede zona de protección diferencial

▪ Se pueden ajustar fácilmentedistintas relaciones del TI mediante

la HMI integrada; o desde el PC, conla ayuda de software PCM 600

▪ Etapa de protección diferencialsensible para redes eléctricas concorriente de falla a tierra limitada

• Selección dinámica de zona, controladapor software (es decir réplica de barra)asegura que:

▪ No se requiere conmutaciónsecundaria de TI ni transformadoresde intensidad auxiliares

▪ Fácil adaptación a distintasdisposiciones de subestaciones,como: uno o dos juegos de barras(con barra de transferencia),interruptor y medio o dos,interruptores, etc.

▪ Adaptación sencilla a barras con sóloun juego de TI en las celdas deseccionamiento de barras o deacoplador de barras

▪ Disparo selectivo; es decirredireccionamiento de las órdenesde disparo de la proteccióndiferencial de barras a todos losinterruptores automáticosconectados a la zona de falta

▪ Ordenación de las órdenes dedisparo de respaldo de la protecciónde fallo de interruptor, integrada oexterna, a todos los interruptoresautomáticos adyacentes

▪ Unificación de las dos zonasdiferenciales en caso necesario (porejemplo, durante la transferencia decarga en subestaciones de dosjuegos de barras)

▪ Supervisión del estado delseccionador y/o del interruptorautomático

• Se incluye una zona de comprobaciónglobal integrada, independiente decualquier posición del seccionador, paramayor seguridad, en disposiciones desubestaciones complejas.


Revisión: A

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• Hay disponible protección de fallo deinterruptor para cada entrada de TI. Lasprincipales características de la funciónde fallo de interruptor integradas son:

▪ Modo de funcionamientoconfigurable, basado en la corriente,en el contacto del interruptor ocombinación de ambos

▪ Inicio monofásico o trifásico

▪ Funcionalidad de redisparo delinterruptor de distribucióndefectuoso con o sin comprobaciónde corriente

• La protección de máxima intensidad nodireccional, con retardo inverso odefinido con cuatro etapas, estádisponible de forma opcional para cadaentrada de TI. Puede utilizarse como:

▪ Protección de cabo de línea o depunto ciego

▪ Protección principal o de respaldopara el alimentador o celdas deenlace de barras

• Datos para bus de estación IEC 61850-8-1• Módulos de comunicación de datos para

bus de estación IEC 60870-5-103, TCP/IPo EIA-485 DNP 3.0, LON y SPA

• Existen puertas lógicas, como AND, OR,INV, "Timers", etc, que están disponiblespara soluciones personalizadas

• Visualización en pantalla de todas lascorrientes de celda medidas y de todaslas corrientes diferenciales calculadas

• Visualización en pantalla de lasasignaciones de celda a zona y delestado de la aparamenta conectada

• El principio más económico diferencialde tipo de suma está disponible paraaplicaciones menos exigentes

• Las indicaciones de posición de losaparatos pueden enviarse entre REB 670monofásicos con el módulo decomunicación óptica LDCM opcional

• Esquema de reenganche automático pararestauración de barra

• Registrador de eventos y perturbacionesintegrado para hasta 40 señalesanalógicas y 96 binarias

• Sincronización horaria mediante IEC61850-8-1, LON, SPA, entrada binaria ocon módulo de GPS opcional (GSM) omódulo IRIG-B

• Precisión de mediciones analógicas hastapor debajo de 0.25% para corriente ytensión, y con calibración en el sitio paraoptimizar la precisión total

• Versátil interfaz persona-máquina local• Amplia autosupervisión con registrador

de eventos internos• Seis grupos independientes de

parámetros de configuración completosprotegidos por contraseña

• Potente herramienta de software para PCpara configuración, ajuste y evaluaciónde perturbaciones


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2. Aplicación

El REB 670 está diseñado para la proteccióndiferencial, selectiva, fiable y rápida debarras, conexiones en T y esquinas en malla.El REB 670 puede utilizarse para laprotección de estaciones de uno o dos juegosde barras con o sin barra de transferencia, dedoble interruptor automático o un interruptorautomático y medio. El IED puede aplicarsepara la protección de instalaciones de tensiónmedia (MV), alta (HV) y extra alta (EHV) conuna frecuencia de la red eléctrica de 50Hz o60Hz. El IED puede detectar todos los tiposde fallas internas fase a fase y fase a tierra enredes eléctricas conectadas a tierrafirmemente o conectadas a tierra de bajaimpedancia, así como todas las fallasmultifásicas internas en redes eléctricasaisladas o conectadas a tierra de altaimpedancia.

El REB 670 tiene requisitos muy bajos en lostransformadores de intensidad principales (esdecir, TI) y no se requieren transformadoresde intensidad de interposición. Para todas lasaplicaciones, es posible incluir y mezclar TIprincipales con corriente secundaria asignada1A y 5A dentro de la misma zona deprotección. Normalmente, se pueden utilizardentro de la misma zona de proteccióndiferencial TI con hasta una diferencia demargen de 10:1. El ajuste para distintosíndices de TI principales se realiza de formanumérica mediante configuración deparámetros.

La función de protección diferencial de bajaimpedancia numérica está destinada a laprotección rápida y selectiva de fallas dentrode la zona protegida. Todas las entradas delTI conectadas están provistas de unacaracterística de restricción. El valor mínimo

de detección para la corriente diferencial seajusta para proporcionar una sensibilidadadecuada para todas las fallas internas. Paraaplicaciones de protección de barra, el valorde configuración típico para la corrientemínima de funcionamiento diferencial es del50% al 150% del mayor TI. Este ajuste serealiza directamente en amperios primarios.La pendiente de funcionamiento para lacaracterística de funcionamiento diferencialestá fijada en 53% en el algoritmo.

El tiempo de desconexión rápido de lafunción de protección diferencial de bajaimpedancia es especialmente ventajoso pararedes eléctricas con altos niveles de fallas odonde se requiera una eliminación de fallasrápida para la estabilidad de la red eléctrica.

El algoritmo avanzado de detección de TIabierto detecta de forma instantánea loscircuitos secundarios de TI abiertos y evita elfuncionamiento de la protección diferencialsin necesidad de zona de comprobaciónadicional.

Las zonas de protección diferencial en REB670 incluyen nivel operacional sensible. Estenivel operacional sensible se ha diseñadopara poder detectar fallas a tierraa tierra debarras internas en líneas eléctricas a tierraatierra de baja impedancia (es decir, redeseléctricas en las que la corriente de falla atierrade falla a tierra está limitada a un ciertonivel, normalmente entre 300A y 2000Aprimarios por reactancia o resistencia depunto neutro). Este nivel sensible se puedeusar de forma alternativa cuando se requierealta sensibilidad desde la proteccióndiferencial de barra (es decir, energización debarra a través de una línea larga).

En la siguiente figura se muestra lacaracterística de funcionamiento global de lafunción diferencial en REB 670.


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I d

I in

s=0.53

I d=I in

en06000142.vsd

Sens Iin BlockPalanca de apertura sensible

Funcionamiento de diferención sensible

Características de funcionamiento de protección de diferención

[Am

ps p

rimar

ios]

Palanca de apertura dif.

[Amps primarios]

Zona de funcionamiento

IEC06000142 V1 ES

Figura 1.Característica de funcionamiento de REB 670

Está disponible la característica de zona decomprobación global integrada,independiente de la posición del seccionador.Puede utilizarse en estaciones de dos juegosde barras para asegurar la estabilidad de laprotección diferencial de barras en caso deindicación de estado completamente erróneodel seccionador de barras en alguna de lasceldas de alimentación.

La selección de zona flexible, basada ensoftware y dinámica permite una adaptaciónfácil y rápida a las disposiciones desubestaciones más comunes, como estacionesde un juego de barras con o sin barra detransferencia, de dos juegos de barras con osin barra de transferencia, de un interruptor ymedio, estaciones de dos juegos de barras ydoble interruptor, barras en anillo, etc. Laselección de zona dinámica basada ensoftware asegura:

• Vinculación dinámica de corrientes delTI medidas a la zona de proteccióndiferencial adecuada según lo requiera latopología de subestación

• Unificación eficaz de las dos zonasdiferenciales cuando lo requiera la

topología de subestación (es decir,transferencia de carga)

• El funcionamiento selectivo de laprotección diferencial de barra asegura ladesconexión sólo de los interruptoresautomáticos conectados a la zona de falla

• Ordenación correcta de comandos dedesconexión de respaldo desdeprotecciones de fallo de interruptorautomático, integradas internamente oexternas, a todos los interruptoresautomáticos adyacentes

• Incorporación fácil de celdas de secciónde barras y/o de acoplador de barras (esdecir, interruptores de transferencia) conuno o dos juegos de TI en el esquema deprotección

• Supervisión del estado del seccionador y/o interruptor automático

La lógica avanzada de selección de zonaacompañada de protecciones de zona muertay/o de fallo de interruptor automático,disponibles de forma opcional, asegura untiempo de desconexión mínimo y selectividadpara fallas dentro del punto ciego o en lazona extrema entre TI de celda e interruptorautomático de bahía. Así, el REB 670 ofrecela mejor cobertura posible para estas fallas en


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bahías de alimentación y de seccionamientode barras/acoplador de barras.

La protección de fallo de interruptorautomático disponible de forma opcional,una para cada entrada del TI en el REB 670,ofrece protección de respaldo local segurapara los interruptores automáticos en laestación.

Las protecciones de sobreintensidad nodireccionales de cuatro etapas, disponibles deforma opcional, una para cada entrada del TIen el REB 670, proporcionan unacaracterística de respaldo remota paraalimentadores conectados y estaciones deextremo remoto.

Lo normal es tener un juego de relé deprotección de barras por barra. Sin embargo,algunas utilidades aplican dos relés deprotección de barra independientes por zonade protección. El IED REB 670 se adapta aambas soluciones.

Una protección diferencial de barrasimplificada para fallas multifásicas y fallas atierra se puede obtener utilizando un IEDREB 670 individual monofásico contransformadores de intensidad de sumaauxiliares externos.

La gran flexibilidad de aplicación hace queeste producto sea una elección excelentetanto para instalaciones nuevas como para larenovación de instalaciones existentes.

Descripción variante de A20trifásico

Versión trifásica del IED con dos zonas deprotección diferencial de baja impedancia ycuatro entradas de TI trifásicas (A20). Estaversión está disponible en caja 1/2 de 19”. Laversión está destinada a aplicaciones simplescomo conexiones en T, esquinas en malla, etc.

Descripción variante de A31trifásico

Versión trifásica del IED con dos zonas deprotección diferencial de baja impedancia yocho entradas CT trifásicas (A31). Estaversión está disponible en caja completa de

19”. Esta versión está diseñada paraaplicaciones en barras más pequeñas, conhasta dos zonas y ocho entradas de TI.

Descripción variante de B20 y B21monofásicos

Versión monofásica del IED con dos zonas deprotección diferencial de baja impedancia ydoce entradas de TI (B20, B21).

• Esta versión está disponible en caja 1/2de 19” (B20) o en caja completa de 19”(B21).

• Hay tres módulos disponibles de entradabinaria, por lo que el IED en caja 1/2 de19” (B20) está destinado a aplicacionessin necesidad de selección dinámica dezona; como subestaciones con un juegode barras con o sin interruptor deseccionamiento de barras; disposicionesde un interruptor y medio o deinterruptor doble. Estos tres IED ofrecensoluciones rentables para talesdisposiciones de subestaciones simplescon hasta doce entradas de TI.

• El IED en caja completa de 19” (B21)está destinado a aplicaciones ensubestaciones en las que se requiereselección dinámica de zona o mayornúmero de entradas y salidas binarias.Estas subestaciones, por ejemplo, sonestaciones de dos juegos de barras con osin "bus" de transferencia, hasta con 12entradas de TI.

• Esta versión puede utilizarse de formaopcional con auxiliares de intensidad, desumación, externos

Descripción de la variantemonofásica B31

Versión monofásica del IED con dos zonas deprotección diferencial de baja impedancia yveinticuatro entradas TI (B31).

• Esta versión está disponible en cajacompleta de 19”. El IED está diseñadapara aplicaciones de proteccióndiferencial de barras en grandessubestaciones, en que se necesita


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selección dinámica de zona; un númerobastante grande de entradas y salidasbinarias; y muchas entradas deTI. El IEDincluye dos zonas diferenciales yveinticuatro entradas de TI.

• Esta versión puede utilizarse de formaopcional con auxiliares de intensidad, desumación, externos

Configuraciones disponibles paraREB 670 preconfigurado

Hay tres configuraciones disponibles para elIED REB 670 preconfigurado. Las tresconfiguraciones incluyen las siguientescaracterísticas:

• totalmente configurado para el númerototal de bahías disponibles en cadaversión de REB 670

• funcionalidad para poner fuera deservicio cualquier celda mediante HMIintegrada o de forma externa medianteentrada binaria

• funcionalidad para bloquear cualquierade las dos zonas mediante HMI integradao de forma externa mediante entradabinaria

• funcionalidad para bloquear todos losdisparos de bahía mediante HMIintegrada o de forma externa medianteentrada binaria, pero dejando en serviciotodas las demás funciones (p. ej.: zonasBBP, BFP y OCP cuando sea el caso)

• funcionalidad para iniciar de formaexterna el registrador de perturbacionesintegrado

• funcionalidad para conectar señalexterna de disparo de respaldo por fallode interruptor desde cada bahía

• funcionalidad para conectar señal dedisparo de bahía externa

Configuración #1 denominada X01

• Esta configuración incluye sóloprotección de barra para disposicionesde subestaciones simples (estaciones conun interruptor y medio, interruptor dobleo de interruptor simple). De forma

adicional, se puede utilizar parasubestaciones de interruptor simple ydos juegos de barras, en las que laréplica del seccionador se realiza usandosólo el contacto auxiliar b de cadaseccionador y/o interruptor automático.Como consecuencia, no estará disponiblela supervisión del seccionador/interruptor. También es posible adaptaresta configuración en SMT para utilizarlacomo sustitución directa de terminalesRED 521*1.0. Esta configuración estádisponible para las cinco variantes deREB 670, a saber: A20, A31, B20, B21 yB31. Hay que tener en cuenta que lasfunciones opcionales protección de fallode interruptor RBRF, protección de zonamuerta y protección de máximaintensidad POCM pueden pedirse juntocon esta configuración, pero no estaránpreconfiguradas. Por lo tanto, estasfunciones opcionales deben serconfiguradas por el usuario final.


• Esta configuración incluye sóloprotección de barras para subestacionesde dos juegos de barras e interruptorsimple, en las que se realiza la selecciónde zona utilizando los contactosauxiliares a y b de cada seccionador y/ointerruptor automático. De este modoestá disponible la supervisión completadel seccionador/interruptor. Estaconfiguración sólo está disponible paratres variantes de REB 670, a saber: A31,B21 y B31. Hay que tener en cuenta quelas funciones opcionales protección defallo de interruptor RBRF, protección dezona muerta y protección de máximaintensidad POCM pueden pedirse juntocon esta configuración, pero no estaránpreconfiguradas. Por lo tanto, estasfunciones opcionales deben serconfiguradas por el usuario final.


• Esta configuración incluye BBP conprotección de fallo de interruptor RBRF,


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protección de zona muerta y protecciónde máxima intensidad PCOM parasubestaciones de dos juegos de barras einterruptor simple, en las que se realizala selección de zona utilizando loscontactos auxiliares a y b de cadaseccionador y/o interruptor automático.De este modo está disponible lasupervisión completa del seccionador/interruptor. Esta configuración sólo estádisponible para tres variantes de REB670, a saber: A31, B21 y B31.

Ejemplos de aplicación de REB 670

A continuación se indican algunos ejemplosde disposiciones típicas de estaciones quepueden protegerse con REB 670:

xx06000009.vsdIEC06000009 V1 ES

Figura 2.Ejemplo de conexión en T

BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

QB1ZA ZB

xx06000012.vsdIEC06000012 V1 ES

Figura 3.Ejemplo de estación de barra simple

BI1

QA1

QB1 QB7

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

BI1

QB7QB1

QA1

ZA

ZB

BI1

QB7QB1

QA1

xx06000013.vsdIEC06000013 V1 ES

Figura 4.Ejemplo de estación de barra simple con barra de transferencia


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BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

ZA

ZB

xx06000014.vsdIEC06000014 V1 ES

Figura 5.Ejemplo de estación de barra doble e interruptor simple

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB20QB2 QB7QB1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

ZAZB

xx06000015.vsdIEC06000015 V1 ES

Figura 6.Ejemplo de estación de barra doble e interruptor simple con barra de transferencia

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1 QA1

BI1 QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

BI1

QA1

ZA1

ZB1

ZA2

ZB2

xx06000016.vsd

IEC06000016 V1 ES

Figura 7.Ejemplo de estación de barra doble e interruptor simple con dos interruptores deseccionamiento de barras y dos interruptores de acoplamiento de barras


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BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

xx06000017.vsdIEC06000017 V1 ES

Figura 8.Ejemplo de estación con un interruptor y medio

QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2

ZA

ZB

xx06000018.vsdIEC06000018 V1 ES

Figura 9.Ejemplo de estación de barra doble e interruptor doble

QB32

QB12BI1

QA3BI3

BI8

QA4

BI4

QA2

BI2

BI5

BI6BI7

QB5QB8

QB6QB7

QB31

QB11

QB42 QB22

QB21QB41

QA1ZA1 ZA2

ZB1 ZB2

xx06000019.vsdIEC06000019 V1 ES

Figura 10.Ejemplo de estación de barra en anillo o en malla


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3. Funciones disponibles

ANSI Descripción de funciones BBP trifásico, 2zonas, 4 celdas(A20)

BBP trifásico, 2zonas, 8 celdas(A31)

BBP monofásico,2 zonas, 12 celdas(B20/B21)

BBP monofásico,2 zonas, 24 celdas(B31)

Básico Opción(Canti-dad /diseñodeopción)




Protección diferencial

87B Protección diferencial, 2 zonas,tres fases/4 celdas

1 - - - - - - -

87B Protección diferencial, 2 zonas,tres fases/8 celdas

- - 1 - - - - -

87B Protección diferencial, 2 zonas,una fase/12 celdas

- - - - 1 - - -

87B Protección diferencial, 2 zonas,una fase/24 celdas

- - - - - - 1 -

Estado del objeto deconmutación primaria para laselección de zona deprotección de barra

20 - 40 - 60 - 96 -

Protección de corriente

51/67 Protección de sobreintensidadde fase de cuatro etapas (PTOC)

- 4/C06 - 8/C07 - - - -

51/67 Protección de sobreintensidadmonofásica de cuatro etapas(PCOM)

- - - - - 12/C08 - 24/C09

50BF Protección de fallo deinterruptor (RBRF)

- 4/C10 - 8/C11 - - - -

50BF Protección de fallo deinterruptor, versión monofásica(RBRF)

- - - - - 12/C12 - 24/C13

Control

79 Reenganchador automático(RREC)

- 2/H05 - 2/H05 - 2/H05 - 2/H05

Comunicación estación

Comunicación IEC61850-8-1 *) 1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónLON *)

1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónSPA *)

1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónIEC60870-5-103 *)

1 - 1 - 1 - 1 -

Protocolo de comunicaciónDNP3.0 para TCP/IP y EIA-485

1 - 1 - 1 - 1 -

Comando simple, 16 señales 4 - 4 - 4 - 4 -

Comando múltiple ytransmisión

60/10 - 60/10 - 60/10 - 60/10 -

Comunicación remota

Transmisión/recepción detransferencia de la señalbinaria *)

6 - 6 - 6 - 6 -

*) Para utilizarlo, se debe pedir un puerto de hardware opcional adecuado.


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4. Funcionalidad


La función consta de algoritmo de proteccióndiferencial, algoritmo de proteccióndiferencial sensible, algoritmo de zona decomprobación, algoritmo de TI abierto y dosalgoritmos de supervisión.

Protección diferencial de barras (PDIF,87B)

Esta función de protección está destinada aldisparo rápido y selectivo de faltas dentro dela zona protegida. Para cada entrada decorriente, la relación de transformación de losTI puede ajustarse desde la HMI frontal omediante la herramienta de configuración deparámetros, PCM600. De este modo seproporciona la adaptación a distintasrelaciones de transfomación de los TI de laforma más sencilla. El valor mínimo dedetección para la corriente diferencial seajusta para proporcionar una sensibilidadadecuada para todas las faltas internas. Esteajuste se realiza directamente en amperiosprimarios. Para aplicaciones de protección debarras el valor típico de ajuste para la mínimacorriente diferencial de fiuncionamiento esdel 50% al 150% del mayor TI. Los ajustespueden cambiarse desde la HMI frontal omediante la herramienta de configuración deparámetros, PCM 600.

Todas las entradas de corriente estánprovistas indirectamente de una característicade frenado. El funcionamiento se basa en elprincipio RADSS de estabilización de frenadopor porcentaje diferencial, que ya hademostrado su eficacia, con un característicaextra de frenado para una saturaración muyfuerte del TI. Se garantiza la estabilidad parafaltas externas si un TI no se satura duranteal menos dos milisegundos durante cada ciclode la red eléctrica. También es posible añadircriterios externos de disparo mediante señalbinaria.

La orden de disparo de la proteccióndiferencial, que incluye protección diferencialsensible y órdenes de disparo de respaldopor fallo de interruptor, puede ajustarse parareposición automática o como bloqueado. Enel segundo caso se necesita la reposiciónmanual para restablecer los contactos desalida de disparo de la celda individual.

Nivel activación diferencial sensible (PDIF,87B)

Las zonas de protección diferencial en REB670 incluyen nivel operacional sensible. Estenivel operacional sensible se ha diseñadopara poder detectar faltas internas a tierra enbarras, en redes eléctricas puestas a tierra através de baja impedancia; (es decir, redes enque la corriente de falta a tierra está limitadaa un cierto nivel, normalmente entre 300A y2000A primarios por reactancia o resistenciade punto neutro). Para mayor seguridad, laprotección diferencial sensible debe activarsede forma externa mediante una señal binaria(p. ej., desde el relé de máxima tensión delTT de triangulo abierto externo o el relé demáxima intensidad de punto neutro deltransformador de potencia externo). Tambiénes posible establecer un retardo antes de quese dé la señal de disparo de la proteccióndiferencial sensible. Este nivel sensible sepuede usar de forma alternativa enaplicaciones especiales cuando se requierealta sensibilidad de la protección diferencialde barras (es decir, energización de barrainactiva a través de una línea larga).

El funcionamiento y la característica defuncionamiento de la protección diferencialsensible se pueden establecerindependientemente de la característica defuncionamiento de la protección diferencialprincipal. Sin embargo, el nivel diferencialsensible se bloquea en cuanto la corrienteentrante total excede el nivel preestablecidoo cuando la corriente diferencial excede lacorriente de activación mínima establecidapara la protección diferencial usual. Porlotanto mediante ajustes adecuados se puede


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asegurar que este nivel sensible se bloqueepara todas las faltas multifásicas externas quepueden causar saturación del TI. Lacaracterística de funcionamiento de lafunción diferencial sensible se muestra en lafigura 1.

Zona de comprobación (PDIF, 87B)

Para la protección diferencial ensubestaciones de dos juegos de barras,cuando se necesita selección dinámica dezona, se precisa a veces incluir la zonadiferencial global; (es decir, la zona decomprobación). Por lo tanto la zona decomprobación global integrada estádisponible en el REB 670. Ya que la mediciónde corriente de la zona de comprobaciónintegrada no depende del estado delseccionador, esta característica asegura laestabilidad de la protección diferencial debarras incluso para la indicación de estadocompletamente erróneo desde losseccionadores de barra. Hay que observarque la zona de comprobación global sólosupervisa la operación de la proteccióndiferencial usual. Las órdenes de disparoexternas, las órdenes de disparo de respaldopor fallo de interruptor y el funcionamientode la protección diferencial sensible no sonsupervisados por la zona de comprobaciónglobal.

La zona de comprobación global en REB 670tiene un algoritmo simple de funcionamiento,que asegura la operación de la zona decomprobación para todas las faltas internasindependientemente de la distribución de lacorriente de falta. Para lograrlo, la corrienteque resulta de la zona de comprobaciónglobal se utiliza como cantidad de frenado.En caso necesario el funcionamiento de lazona de comprobación se puede activar deforma externa mediante una señal binaria.

Detección de TI abierto

El innovador algoritmo de medidaproporciona estabilidad para circuitossecundarios del TI principal abierto o encortocircuito, lo que significa que no senecesita una zona de comprobación

separada. El nivel de la corriente deactivación para la detección de TI abierto sepuede ajustar normalmente para detectar lacondición de circuito abierto, para el TI máspequeño. Esta característica integrada permiteajustar el terminal de protección muysensible, incluso a un valor más bajo que elmáximo valor primario del TI en la red. Aldetectar problemas en los circuitossecundarios del TI, la protección diferencialpuede bloquearse de forma instantánea y seda una alarma. De forma alternativa, laprotección diferencial se puede desensibilizarautomáticamente para asegurar la estabilidadde la protección diferencial de barra duranteuna condición de carga normal. Cuando sehan encontrado problemas en circuitossecundarios del TI y se han corregido loserrores asociados, se debe realizar unareposición manual en el IED. Esto se puedehacer de forma local desde la HMI frontal; ode forma remota mediante entrada binaria oenlace de comunicación.

Sin embargo hay que tener en cuenta queesta característica sólo puede utilizarseparcialmente cuando se utiliza el principio desuma.

Supervisión de protección diferencial

Está disponible una supervisión doble delestado de protección diferencial. La primeracaracterística de supervisión actúa tras unretardo ajustable, cuando la corrientediferencial es mayor que el nivel ajustablepor el usuario. Esta característica puedeutilizarse, por ejemplo, para diseñar la lógicade reposición automática para lacaracterística de detección de TI abiertodescrita anteriormente. La segundacaracterística de supervisión actúa de formainmediata, cuando la corriente que pasa porla barra es mayor que el nivel ajustable por elusuario. Ambas características de supervisiónson segregadas por fase y emiten señalesbinarias que pueden utilizarse para dispararel registrador de perturbaciones o paraalarmas.


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Selección de la Zona

Normalmente los circuitos secundarios de losTI, de cada bahía de la subestación, estánconectados a la protección de barras. Lafunción de "software" integrada denominada"Selección de zona" proporciona un controlsimple pero eficaz de los TI conectados alIED de protección de barras, en orden alograr un esquema de protección diferencialtotalmente operativo para aplicaciones devarias zonas, tanto en en "buses" pequeñoscomo en grandes.

La función consta de algoritmo desupervisión de estado del seccionador/interruptor automático específico, algoritmode control de conexión del TI específico debahía y algoritmo de interconexión de zona.

Monitorización de estado de aparamenta

Para estaciones con disposición primariacompleja (es decir, estación de dos juegos debarras e interruptor simple con o sin barra detransferencia) la información sobre laposición del seccionador de barras en cadabahía es crucial para la protección de barras.Las posiciones de estos seccionadoresdeterminan qué entrada del TI (es decir,bahía) se conecta a qué zona de proteccióndiferencial. Para algunas características másavanzadas, como protección de falla final ode punto ciego, el estado real del interruptorautomático en algunas o en todas las celdastambién puede ser una información vital parala protección de barras. El bloque funcionaldel conmutador se utiliza en REB 670 paraver el estado de dos contactos auxiliares deldispositivo primario, evaluarlos y enviar laposición del contacto primario del dispositivoal resto de la lógica de selección de zona.

Para tales aplicaciones, normalmente seconectan al IED dos contactos auxiliares (esdecir, contactos auxiliares normalmenteabierto y normalmente cerrado) de cadaobjeto de conmutación primaria relevante.Así se determina el estado de cada objeto deconmutación primaria. En el REB 670 haydisponible un bloque funcional específicopara cada objeto de conmutación primaria

para determinar el estado de los contactosprimarios del objeto. Mediante unaconfiguración de parámetros, el usuario finalpodrá seleccionar uno de los siguientesesquemas lógicos para cada objeto primariode forma individual:

• Si no abierto entonces cerrado (es decir,como en esquemas RADSS)

• Abierto o cerrado sólo si se indicaclaramente mediante el estado delcontacto auxiliar (es decir, como enesquemas INX)

La tabla 1 ofrece una rápida visión general deambos esquemas

Hay que tener en cuenta que el primeresquema sólo requiere un contacto auxiliarnormalmente cerrado de corte rápido (esdecir, contacto b) para el funcionamientocorrecto. El control temporal del contactoauxiliar normalmente abierto no es crítico yaque sólo se usa para supervisión del estadodel objeto primario. El segundo esquemarequiere además contacto auxiliarnormalmente abierto de cierre adelantado,con ajuste de tiempo adecuado (es decir,contacto a de cierre adelantado) para elfuncionamiento correcto.

Independientemente del esquema que seutilice, está disponible la alarma retardada desupervisión de estado del interruptorautomático/seccionador (es decir, estado decontacto auxiliar 00 o bien 11). El usuariofinal puede configurar libremente elcomportamiento de dos zonas de proteccióndiferencial integradas cuando aparece laalarma del seccionador.

También es posible invalidar el estado delobjeto primario como permanentementeabierto o permanentemente cerrado medianteuna configuración de parámetros. Estacaracterística puede ser útil durante lacomprobación, instalación y puesta enservicio del esquema de protección de barras.Al mismo tiempo, se da una alarma apartepara indicar que se ha sobrescrito el estado


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real del objeto mediante un parámetro deajuste.

Hay que tener en cuenta que también esposible utilizar sólo contactos auxiliares

normalmente cerrados para la lógica deselección de zona. En ese caso, no se utilizanlos bloques funcionales del conmutador.

Tabla 1. Tratamiento del estado del contacto auxiliar del objeto primario dentro de BBPen REB 670

Equipo primario Estado en BBP Característica de alarma

Estado decontactoauxiliarnormal-menteabierto(es decir,contacto"cerrado" o"a")

Estado decontactoauxiliarnormal-mentecerrado(es decir,contacto"abierto" o"b")

si“Esquema1 RADSS”se haseleccio-nado

si“Esquema2 INX”se haseleccio-nado

Alarmatrasretardoajustable

Información visibleen la HMI frontalintegrada

abierto abierto cerrado Últimaposiciónguardada

sí intermediate_00

abierto

cerrado abierto abierto no abierto

cerrado

abierto cerrado cerrado no cerrado

cerrado cerrado cerrado cerrado sí badState_11

Bahía

Cada entrada de TI en el REB 670 estáasignada a un bloque funcional, específico,de bahía. Este bloque funcional se utilizapara proporcionar al usuario una interfazcompleta de todas las señales desde y haciaesta bahía. También se utiliza para influir enla corriente medida de la bahía.

Antes de nada, mediante una configuraciónde parámetros, CTConnection, se puedenconectar o desconectar las entradas de los TIal bloque funcional de bahía. Una vez que laentrada de los TI está conectada al bloquefuncional de bahía, la entrada de corrienteasociada a ésta se puede incluir o excluir delas dos funciones diferenciales disponiblesinternamente en el "software". Esto se puede

hacer mediante una configuración deparámetros para disposiciones desubestaciones simples (es decir,subestaciones de un interruptor y medio) otambién mediante esquema lógico específico(es decir, subestaciones de dos juegos debarras). Para cada bahía el usuario final debeseleccionar una de las cinco alternativassiguientes:

• Conectar permanentemente estacorriente de bahía a la zona A (es decir,ZA)

• Conectar permanentemente estacorriente de bahía a la zona B (es decir,ZB)

• Conectar permanentemente estacorriente de bahía a la zona A y la


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corriente de bahía invertida a ZB (esdecir, ZA y ZB)

• Conectar esta corriente de bahía a ZA oZB, dependiendo del estado lógico de lasdos señales binarias de entradadisponibles en este bloque funcional debahía. Estas dos señales de entradaincluirán la corriente medida en la zonarespectiva cuando su valor lógico seauno (es decir, CntrlIncludes). Esta opciónse utiliza, junto con los bloquesfuncionales anteriormrnte descritos, paraproporcionar una lógica completa deselección de zona

• Conectar la corriente de bahía a ZA oZB, dependiendo del estado lógico de lasdos señales binarias de entradadisponibles en este bloque funcional debahía. Estas dos señales incluirán lacorriente medida en la zona respectivacuando su valor lógico sea cero (es decir,CntrlExcludes). Esta opción se utilizatipicamente cuando en el seccionador debarras sólo hay disponibles contactosauxiliares normalnente cerrados, para laselección de zona

Al mismo tiempo también hay disponible unacaracterística para disparo instantáneo oretardado; o incluso inversión de la corrientede bahía conectada, mediante señales lógicasseparadas. Esta característica se proporcionapara facilitar la desconexión del TI de secciónde barras o del acoplador de barras, parainterruptores de enlace de barras con TI enuno sólo de sus lados. Esto asegura laeliminación rápida y correcta de las faltas,entre el TI y el interruptor, en esas bahías.Esta misma característica se puede tambiénutilizar de forma individual, en cualquierbahía alimentadora, para optimizar elfuncionamiento de la proteccción diferencialde barras cuando el interruptor está abierto.De este modo, está disponible en el REB 670la protección de zona muerta, entre elinterruptor y el TI. Sin embargo para utilizaresta característica los contactos auxiliares delinterruptor y la orden de cierre deben estarcoonectados a las entradas binarias del IED.Así el REB 670 ofrece la mejor cobertura

posible para estas faltas especiales, entre elTI y el interruptor, en bahías de alimentación;y de seccioinamiento o acoplamiento debarras.

Dentro del bloque funcional de bahía sedecide, mediante una configuración deparámetros, se decide el comportamiento dela bahía durante la interconexión de zona (esdecir, transferencia de carga). Para cadabahía se debe seleccionar individualmenteuna de estas tres opciones:

• La corriente de bahía se saca de ambaszonas durante la interconexión de zona(utilizada para bahías de acoplamientode barras)

• La corriente de bahía se introduce deforma incondicional en ambas zonasdurante la interconexión de zona(utilizada en aplicaciones especiales)

• La corriente de bahía se conecta a ambaszonas durante la interconexión de zona,si la bahía se conectó previamente a unade las dos zonas (normalmente utilizadapara bahías de alimentación)

La tercera opción asegura que el alimentador,que esté fuera de servicio, no se conecte aninguna de las dos zonas, durante lainterconexión de zona.

Dentro del bloque funcional de bahía sedecide también, mediante una configuraciónde parámetros, se decide también si la bahíase debe conectar o no a la zona decomprobación. De este modo el usuario finaltiene un control sencillo de las bahías que seconectan a la zona de comprobación global.

Mediante un lógica de configuraciónadecuada, es posible poner cualquier bahía(es decir, entrada de TI) fuera de servicio.Esto se puede hacer desde la HMI integrada ode forma externa mediante señal binaria. Eneste caso se desactivan todas las funciones demedida de corriente interna (es decir,protección diferencial, protección diferencialsensible, zona de comprobación, protecciónde fallo de interruptor y protección demáxima intensidad). Al mismo tiempo se


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puede inhibir cualquier orden de disparo aeste interruptor de bahía.

Mediante dos señales, específicas, deentradas binarias se puede:

• Disparar sólo el interruptor de bahía(usado para disparo de la protecciónintegrada de de máxima intensidad)

• Disparar la zona diferencial completa, ala que esta bahía está conectada en elmomento presente (usado para órdenesde disparo, de respaldo, de la protecciónde fallo de interruptor, integrada en labahía o externa)

Por último está disponible una salida binaria,específica, de disparo, desde el bloquefuncional de la bahía, para proporcionar unaseñal común de disparo al interruptor de labahía, desde la protección diferencal debarras, protección de fallo de interruptor,protección de máxima intensidad derespaldo, etc.

De este modo, la interfaz del usuario es lomás simple posible y el trabajo de ingenieríadel IED es bastante sencillo.

Interconexión de zona (transferencia decarga)

Cuando está activada esta característica, lasdos zonas integradas de la proteccióndiferencial se unifican en una zonadiferencial global común. Esta característicase requiere en subestaciones de dos juegosde barras, cuando en alguna de las bahías dealimentación ambos seccionadores de barrase cierran al mismo tiempo (es decir,transferencia de carga). Como se haexplicado en la sección anterior, "Bahía",cada entrada de TI se comportará del modopreestablecido para asegurar un equilibrioadecuado de la corriente durante estacondición especial. Esta característica puedeiniciarse de forma automática (cuando lalógica de selección de zona determina queambos seccionadores de barras, en una bahíade alimentación, se cierren al mismo tiempo);o de forma externa, mediante una señalbinaria específica. Si esta característica estáactivada durante más tiempo que el valorajustado, se dará la señal de alarma.


Protección de sobreintensidad de fase decuatro etapas (POCM, 51/67)

La función de máxima intensidad de fase, decuatro etapas, tiene un retardo inverso odefinido independiente para cada etapa.

Se encuentran disponibles todas lascaracterísticas de retardo IEC y ANSI juntocon una característica de tiempo opcionaldefinida por el usuario.

Esta función puede utilizarse comoprotección de respaldo de bahía (p. ej.: paratransformadores, reactancias, condensadoresen derivación e interruptores detransferencia). Una aplicación especialconsiste en utilizar esta protección demáxima intensidad de fase para detectarcortocircuitos entre el interruptor y el TI dealimenatción, en una bahía. al estar aquélabierto. Esta funcionalidad se denomina

protección de zona muerta. En tal caso sepuede evitar el funcionamiento innecesariode la protección diferencial de barras, y sepueden enviar sólo señales rápidas dedisparo por máxima intensidad al extremoremoto de la línea. Para realizar estafuncionalidad deben estar conectados al REB670 el estado del interruptor así como laorden de cierre. Una de las etapas de demáxima intensidad se puede ajustar yconfigurar para actuar como protección dezona muerta en REB 670.

La función se utiliza normalmente comoprotección de zona muerta para eliminarfallas entre transformador de intensidad einterruptor automático.


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Protección monofásica de máximaintensidad de cuatro etapas (POCM, 51)

La función monofásica de máxima intensidad,de cuatro etapas, tiene un retardo inverso odefinido independiente para cada etapa.

Se encuentran disponibles todas lascaracterísticas de retardo IEC y ANSI juntocon una característica de tiempo opcionaldefinida por el usuario.

La función se utiliza normalmente comoprotección de zona muerta para eliminarfallas entre transformador de intensidad einterruptor automático.

Protección de fallo de interruptor (RBRF,50BF)

La función contra fallos de los interruptoresautomáticos garantiza la desconexión rápidade respaldo de los interruptores adyacentes.El funcionamiento de la protección de fallode interruptor puede basarse en la corriente,en el contacto o en una combinaciónadaptativa de estos dos principios.

Como criterio de comprobación se utiliza unafunción de comprobación de la corriente conun tiempo de reposición extremadamentecorto para obtener una alta seguridad contraoperaciones innecesarias.

La protección de fallo de interruptor puedeiniciarse en una o tres fases para permitir eluso con aplicaciones de desconexión de unafase. Para la protección de fallo deinterruptor en versión trifásica, el criterio decorriente puede ajustarse para funcionar sólosi se inician dos de las cuatro, por ejemplo,dos fases o una fase más la corriente residual.Esto da mayor seguridad al comando dedisparo de respaldo.

La función puede programarse paraproporcionar un redisparo monofásico otrifásico del propio interruptor para evitar ladesconexión innecesaria de interruptoresadyacentes en un inicio incorrecto debido afallos durante la comprobación.

Protección de fallo de interruptor, versiónmonofásica (RBRF, 50BF)

La función contra fallos de los interruptoresautomáticos garantiza la desconexión rápidade respaldo de los interruptores adyacentes.

Como criterio de comprobación se utiliza unafunción de comprobación de la corriente conun tiempo de reposición extremadamentecorto para obtener una alta seguridad contraoperaciones innecesarias.

La función puede programarse paraproporcionar un redisparo del propiointerruptor para evitar la desconexióninnecesaria de interruptores adyacentes en uninicio incorrecto debido a fallos durante lacomprobación.

Control

Reenganche automático (RREC, 79)

La función de reenganche automáticoproporciona alta velocidad y / o retraso detres polos autoreclosing. En REB670 dereenganche automático puede ser utilizadopara la restauración de las canalizacionesretraso. Uno AR por la zona puede estardisponible.

Conmutador giratorio lógico paraselección de funciónes y presentaciónLHMI (SLGGIO)

El bloque funcional SLGGIO (o bloquefuncional conmutador selector) se utilizadentro de la herramienta CAP para obteneruna funcionalidad de conmutador selectorsimilar a la proporcionada por unconmutador selector de "hardware". Losconmutadores selectores de "hardware"suelen utilizarse en utilidades para tenerdistintas funciones operando con valorespreestablecidos. Sin embargo, losconmutadores de "hardware" requierenmantenimiento regular, son origen de unamenor fiabilidad del sistema y de un mayorvolumen de compras. Los conmutadoresselectores virtuales eliminan todos estosproblemas.


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Miniconmutador selector (VSGGIO)

El bloque funcional VSGGIO (o bloquefuncional de conmutador versátil) es unafunción polivalente utilizada dentro de laherramienta CAP para una variedad deaplicaciones, como conmutador de usogeneral.

El conmutador puede controlarse desde elmenú o desde un símbolo en el SLD de laLHMI.

Control genérico de 8 señales simples(SPC8GGIO)

El bloque funcional SC es un conjunto de 8ordenes simples diseñados de un solo puntodiseñados para recibir ordenes desde partesREMOTAS (SCADA) o LOCALES (HMI) en laspartes de la configuración lógica que nonecesitan bloques funcionales complicadosque tengan la capacidad de recibir ordenes(por ejemplo SCSWI). De este modo, sepueden enviar ordenes simples directamentea las salidas de IED sin confirmación. Sesupone que la confirmación (estado) delresultado de las ordenes se obtiene por otrosmedios, como entradas binarias y bloquesfuncionales SPGGIO.

Lógica

Bloques lógicos configurables

El usuario dispone de un número de bloqueslógicos y temporizadores para adaptar laconfiguración a las necesidades específicas dela aplicación.

Bloque funcional de señales fijas

El bloque funcional de señales fijas genera unnúmero de señales preestablecidas (fijas) quepueden utilizarse en la configuración de unIED, tanto para forzar las entradas noutilizadas en los otros bloques funcionales aun determinado nivel/valor, como para crearuna cierta lógica.

Supervisión

Medidas (MMXU)

La función valor de servicio se utiliza paraobtener información en línea del IED. Estosvalores de servicio permiten mostrarinformación en línea en la HMI local y en elsistema de automatización de subestacionesacerca de:

• tensiones medidas, corrientes,frecuencia, potencia activa, reactiva yaparente y factor de potencia,

• fasores primario y secundario,• corrientes diferenciales, corrientes de

polarización,• contadores de eventos• valores medidos y otra información de

los distintos parámetros para lasfunciones incluidas,

• valores lógicos de todas las entradas ysalidas binarias e

• información general del IED.

Contador de eventos (GGIO)

Esta función consta de seis contadores que seutilizan para almacenar el número de vecesque se activa cada entrada de contador.

Informe de perturbaciones (RDRE)

Las funciones de información deperturbaciones son las que permiten obtenerdatos completos y fidedignos de lasperturbaciones en el sistema primario y/osecundario junto con un registro continuo deeventos.

El informe de perturbaciones, que se incluyesiempre en el IED, captura una muestra delos datos de todas las entradas analógicas yseñales binarias seleccionadas que esténcconectadas al bloque funcional; es decir, deun máximo de 40 señales analógicas y 96señales binarias.

Los informes de perturbaciones incluyenvarias funciones bajo un mismo nombre:


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• Lista de eventos (EL)• Indicaciones(IND)• Registrador de eventos (ER)• Registrador de valores de disparo (TVR)• Registrador de perturbaciones (DR)

Estas funciones se caracterizan por una granflexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registroy gran capacidad de almacenamiento.

Una perturbación se puede definir como laactivación de una entrada, en los bloquesfuncionales DRAx o DRBy, que estáconfigurada para iniciar el registrador deperturbaciones. En el registro se incluirántodas las señales, desde el inicio del períodoprevio a la falta hasta el final del períodoposterior a la misma.

Todos los registros del informe deperturbaciones se guardan en el IED enformato normalizado Comtrade. Lo mismosucede con todos los eventos, que se vanguardando continuamente en una memoriaintermedia. La interfaz persona-máquina local(LHMI) se utiliza para obtener información delos registros; pero también se pueden leer losarchivos de informes de perturbaciones desdeel PCM 600 (Administrador de IED deprotección y control) y realizar análisisadicionales con la herramienta de gestión deperturbaciones.

Lista de eventos Secuencia de eventos(RDRE)

Un registro continuo de eventos resulta útilpara la supervisión del sistema desde unaperspectiva general y es un complemento delas funciones del registrador deperturbaciones específicas.

La lista de eventos registra todas las señalesde entradas binarias conectadas con lafunción de informe de perturbaciones. Lalista puede contener hasta 1000 eventos decronología absoluta guardados en unamemoria intermedia.

Indicaciones (RDRE)

Para obtener información rápida, concisa yfiable sobre las perturbaciones en el sistemaprimario y/o secundario, es importante saber,por ejemplo, las señales binarias que hancambiado de estado durante la perturbación.La información se utiliza en una perspectivacorta para obtener información mediante laLHMI de una forma directa.

Hay tres LED en la LHMI (verde, amarillo yrojo),que muestran el estado del IED y lafunción de información de perturbaciones(activada).

La lista de indicaciones muestra todas lasseñales binarias, de entrada, seleccionadas,conectadas a la funcion de información deperturabaciones, que han cambiado de estadodurante una perturbación.

Registrador de eventos (RDRE)

Es fundamental contar con una informaciónrápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones existentes en el sistemaprincipal o en el secundario (por ejemplo,eventos de cronología absoluta registradosdurante las perturbaciones). Esta informaciónse utiliza para distintos fines a corto plazo(por ejemplo, acciones correctivas) y a largoplazo (por ejemplo, análisis funcionales).

El registrador de eventos registra todas lasseñales de entradas binarias, de entrada,seleccionadas, conectadas a la función deinformación de perturbaciones. Cada registropuede contener hasta 150 eventos decronología absoluta.

La información del registrador de eventos sepuede utilizar localmente en el IED para lasperturbaciones.

La información de registro de eventos es unaparte integrada del registro de perturbaciones(archivo Comtrade).

Registrador de valores de disparo (RDRE)

La información sobre los valores previos a lafalta y durante la falta, de la corriente y la


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tensión, son imprescindibles para laevaluación de la perturbación.

El registrador de valor de disparo calcula losvalores de todas las señales de entrada,analógicas, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones. Elresultado es la magnitud y el ángulo de fase,antes y durante la falta, para cada señal deentrada analógica.

La información del registrador de valor dedisparo se puede utilizar localmente en elIED para las perturbaciones.

La información del registrador de valores dedisparo es una parte intergrante del registrode perturbaciones (archivo Comtrade).

Registrador de perturbaciones (RDRE)

La función del registrador de perturbacionesproporciona una información rápida,completa y fiable sobre las perturbaciones enla red eléctrica. Facilita la comprensión delcomportamiento del sistema y de los equiposprimario y secundario asociados, durante ydespués de una perturbación. La informaciónregistrada se utiliza para diferentes fines enuna perspectiva corta (p. ej., accionescorrectivas) y en una perspectiva larga (p. ej.,análisis funcional).

El registrador de perturbaciones adquieremuestras de datos de todas las señalesseleccionadas de entrada, analógicas ybinarias, seleccionadas, conectadas a lafunción de información de perturbaciones(máximo 40 señales analógicas y 96 señalesbinarias). Las señales binarias son las mismasseñales que están disponibles en la funciónde registro de eventos.

La función se caracteriza por una granflexibilidad y no depende de la actuación delas funciones de protección. Puede registrarperturbaciones no detectadas por funcionesde protección.

La información del registrador deperturbaciones sobre las últimas 100perturbaciones se guarda en el IED y se usala interfaz local persona-máquina (LHMI)para ver la lista de registros.

Función de eventos (EV)

Al utilizar un sistema de automatización desubestaciones con comunicación LON o SPA,los eventos de cronología absoluta se puedenenviar en cambios o de forma cíclica desde elIED hasta el nivel de estación. Estos eventosse crean desde cualquier señal disponible enel IED, conectada al bloque de la fiunción deeventos. El bloque de la función de eventosse utiliza para comunicación LON y SPA.

Los valores analógicos y de doble indicacióntambién se transfieren a través del bloque deeventos.

Bloque de expansión de valor medido

Las funciones MMXU (SVR, CP y VP), MSQI(CSQ y VSQ) y MVGGIO (MV) disponen defuncionalidad de supervisión de medida.Todos los valores medidos se puedensupervisar con cuatro límites ajustables: límitebajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. El bloque de expansión de valor medido(XP) se ha introducido para poder traducir laseñal de salida de tipo entero de funcionesde medida a 5 señales binarias: por debajodel límite bajo-bajo, por debajo del límitebajo, normal, por encima del límite alto-alto opor encima del límite alto. Las señales desalida se pueden utilizar como condicionesen la lógica configurable.

Las funciones básicas del IED

Sincronización horaria

Utilice el selector de fuente de sincronizaciónhoraria para seleccionar una fuente común detiempo absoluto para el IED cuando éste seaparte de de protección. Esto hace posible lacomparación de eventos y datos deperturbaciones entre todos los IED en unsistema SA.

Interfaz persona-máquina

Se pueden definir hasta 12 páginas de SLDdependiendo de la capacidad del producto.

La interfaz persona-máquina local estáequipada con una LCD que resulta útil, entre


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otras cosas, para mostrar localmente lasiguiente información crucial:

• Conexión de cada bahía con respecto alas dos zonas de protección diferencial yla zona de comprobación. El usuariopuede establecer libremente en PST losnombres de las bahía individuales parauna identificación sencilla de cada celdaprimaria para el personal de la estación

• Estado de cada dispositivo de laaparamenta de conexión primariaindividual (es decir, abierto, cerrado, 00como intermedio y 11 como estadoerróneo). El usuario puede establecerlibremente en PCM 600 los nombres delos objetos individuales de la aparamentade conexión primaria para unaidentificación sencilla de cada dispositivode la aparamenta de conexión para elpersonal de la estación

La interfaz persona-máquina local es simple yfácil de comprender; toda la placa frontal estádividida en zonas, cada una de ellas con unafuncionalidad bien definida:

• LED de indicación de estado• LED de indicación de alarma que consta

de 15 LED (6 rojos y 9 amarillos) conuna etiqueta que puede imprimir elusuario. Todos los LED se puedenconfigurar con la herramienta PCM 600

• Pantalla de cristal líquido (LCD)• Teclado con botones para fines de

control y navegación, conmutador paraseleccionar entre control local y remoto,y reposición

• Un puerto de comunicación RJ45 aislado

IEC06000143 V1 ES

Figura 11.Ejemplo de HMI gráfica mediana


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IEC06000191 V1 ES

Figura 12.Ejemplo de conexión de celda azona

1 Nombre de bahía seleccionable por el usuario

2 FB de bahía usado internamente

3 Conexiones a zonas internas

IEC06000192 V1 ES

Figura 13.Ejemplos de estado de los objetos dela aparamenta de conexiónprimaria

1 Nombres de la aparamenta de conexiónseleccionables por el usuario

2 Estado de los objetos de la aparamenta de conexión

Comunicación de la estación

Información general

Cada IED está provisto de una interfaz decomunicación que le permite conectarse auno o varios sistemas de nivel desubestación, ya sea en el "bus" deAutomatización de Subestación (SA) o en el"bus" de Supervisión de Subestación (SM).

Están disponibles los siguientes protocolos decomunicación:

• Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1• Protocolo de comunicación LON• Protocolo de comunicación SPA o IEC

60870-5-103• Protocolo de comunicación DNP3.0


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En teoría, se pueden combinar variosprotocolos en el mismo IED.

Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

Se proporcionan puertos Ethernet ópticosúnicos o dobles para la nueva norma decomunicación de subestaciones IEC61850-8-1para el "bus" de estación. IEC61850-8-1permite que dispositivos inteligentes (IED) dedistintos proveedores intercambieninformación, y simplifica la ingeniería SA. Lacomunicación punto a punto según GOOSEforma parte de la norma. Permite la lecturade archivos de perturbaciones.

Comunicación en serie, LON

Las subestaciones existentes con "bus" desubestación, LON, de ABB, se puedenampliar con el uso de la interfaz LON óptica.Esto permite total funcionalidad del SA,incluyendo mensajería punto a punto ycooperación entre IED existentes de ABB y elnuevo IED 670.

Protocolo de comunicación SPA

Se proporciona un puerto simple de vidrio ode plástico para el protocolo SPA de ABB.Esto permite extensiones de sistemas deautomatización de subestaciones simples,pero su uso principal es para sistemas desupervisión de subestaciones SMS.

Protocolo de comunicación IEC60870-5-103

Se proporciona un puerto simple de vidrio ode plástico para el estándar IEC60870-5-103.Esto permite el diseño de sistemas deautomatización de subestaciones simples,incluyendo equipos de distintos proveedores.Permite la lectura de archivos deperturbaciones.

Protocolo de comunicación DNP3.0

Para la comunicación DNP3.0 hay disponibleun puerto RS485 eléctrico y un puertoEthernet óptico. Para la comunicación conRTU, pasarelas o sistemas HMI seproporciona comunicación DNP3.0 nivel 2

con eventos no solicitados, sincronización detiempo e informe de perturbaciones.

Mando simple, 16 señales

Los IED pueden recibir órdenes tanto de unsistema de automatización de subestacionescomo de la interfaz, local, persona-máquina,LHMI. El bloque funcional de órdenes tienesalidas que pueden utilizarse, por ejemplo,para controlar aparatos de alta tensión o paraotra funcionalidad definida por el usuario.

Comando múltiple y transmisión

Cuando se utilizan IED 670 en sistemas deautomatización de subestaciones conprotocolos de comunicación LON, SPA oIEC60870-5-103 se usan los bloquesfuncionales Evento y Comando múltiplecomo interfaz de comunicación paracomunicación vertical con HMI de estación ypasarela; y como interfaz para comunicaciónpunto a punto horizontal (sólo con LON).

La comunicación a remoto

Transferencia de señales analógicas ybinarias al extremo remoto

Se pueden intercambiar tres señalesanalógicas y ocho binarias entre dos IED.Esta funcionalidad se utiliza principalmentepara la protección diferencial de línea. Sinembargo, también puede utilizarse en otrosproductos. Un IED se puede comunicar conhasta 4 IED remotos.

Transferencia de señales binarias alextremo remoto, 192 señales

Si el canal de comunicación se utilizasolamente para la transferencia de señalesbinarias, se pueden intercambiar hasta 192señales binarias entre dos IED. Por ejemplo,esta funcionalidad puede utilizarse paraenviar información como estado de laaparamenta de conexión primaria o señalesde teledisparo al IED remoto. Un IED sepuede comunicar con hasta 4 IED remotos.


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Módulo de comunicación de datos delínea, intervalo corto, medio (LDCM)

El módulo de comunicación de datos de línea(LDCM) se utiliza para la comunicación entrelos IED situados a distancias <150 km o

desde el IED al convertidor de óptico aeléctrico con interfaz G.703 o G.703E1situados a una distancia <3 km. El móduloLDCM envía y recibe los datos, hacia y desdeotro módulo LDCM. Se utiliza el formatoestándar IEEE/ANSI C37.94.

5. Descripción del"hardware"

Módulos de "hardware"

Módulo de alimentación (PSM)

El módulo de alimentación se utiliza paraproporcionar las tensiones internasadecuadas y un aislamiento completo entre elterminal y el sistema de alimentación. Sepuede utilizar una salida de alarma de fallosinterna.

Módulo de entradsa binarias (BIM)

El módulo de entradas binarias tiene 16entradas aisladas ópticamente y estádisponible en dos versiones: unaconvencional; y una con capacidad mejoradade recuento de pulsos, en las entradas, parautilizarse con esta última función. Lasentradas binarias se pueden programarlibremente y utilzar como señales lógicas deentrada en cualquier función. También sepueden incluir en el registro deperturbaciones y en el registro de eventos.Esto permite una amplia supervisión yevaluación del funcionamiento del IED y detodos los circuitos eléctricos asociados.

Módulos de salidas binarias (BOM)

El módulo de salida binaria tiene 24 relés desalida independientes y se utiliza para lasalida de disparo o para cualquierseñalización.

Módulo de salidas binarias estáticas (SOM)

El módulo de salidas binarias estáticas tieneseis salidas estáticas rápidas; y seis relés de

salida conmutada, para aplicaciones querequieran alta velocidad.

Módulo de entradas/salidas binarias (IOM)

El módulo de entradas/salidas binarias seutiliza cuando se necesitan sólo unos pocoscanales de entrada y salida. Los diez canalesde salida estándar se utilizan para salida dedisparo o para cualquier señalización. Losdos canales de salida de señal de altavelocidad se utilizan para aplicaciones en lasque es esencial un tiempo de funcionamientocorto. Ocho entradas binarias aisladasópticamente ofrecen la información requeridade entradas binarias.

Módulo Ethernet óptico (OEM)

El módulo Ethernet, rápido, óptico, se utilizapara conectar un IED a los "buses" decomunicación (como el de subestación), queutilizan el protocolo IEC 61850-8-1. Elmódulo dispone de uno o dos puertosópticos con conectores ST.

Módulo de comunicación serie SPA/IEC60870-5-103 y LON (SLM)

El módulo de canal en serie óptico y canalLON se utiliza para conectar un IED a lacomunicación que utiliza SPA, LON oIEC60870–5–103. El módulo tiene dos puertosópticos para plástico/plástico, plástico/vidrioo vidrio/vidrio.

Módulo de comunicación de datos de línea(LDCM)

El módulo de comunicación de datos de línease utiliza para transferencia de señalesbinarias. Cada módulo tiene un puertoóptico, uno por cada extremo remoto con elque se comunica el IED.


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Hay disponibles tarjetas alternativas paraintervalo corto (900 nm multimodo).

Módulo de comunicación serie RS485galvánico

El módulo galvánico de comunicación serieRS485 se utiliza como alternativa a lacomunicación DNP3.0.

Módulo de sincronización horaria con GPS(GSM)

Este módulo incluye el receptor de GPSutilizado para sincronización horaria. El GPStiene un contacto SMA para conexión a antena.

Módulo de sincronización de tiempo IRIG-B

El módulo de sincronización de tiempo IRIG-B se utiliza para una sincronización detiempo precisa del IED desde un reloj deestación.

Conexión eléctrica (BNC) y óptica (ST) paracompatibilidad con IRIG-B 0XX y 12X.

Módulo transformadores de entrada (TRM)

El módulo de entrada de transformador seutiliza para separar galvánicamente ytransformar las corrientes y tensionessecundarias generadas por lostransformadores de medida. El módulo tienedoce entradas, en distintas combinaciones deentradas de corriente y tensión.

Se pueden pedir conectores alternativos, detipo anillo o de tipo compresión.

Disposición y dimensiones

Dimensiones

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 ES

Figura 14.Caja 1/2 x 19” con cubierta posterior


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xx05000004.vsd

IEC05000004 V1 ES

Figura 15.Montaje adyacente

Tamaño de caja A B C D E F

6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7

6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 201.1 242.1 252.9 318.0

6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3

(mm)

Alternativas de montaje

Están disponibles las siguientes alternativasde montaje (protección IP40 desde la partefrontal):

• Kit de montaje en rack de 19”• Kit de montaje mural

Consulte en el pedido las distintasalternativas de montaje disponibles.


28 ABB

6. Diagramas de conexión

Tabla 2. Designaciones para caja 1/2 x 19” con 1 ranura TRM

IEC1MRK002801-AB02-BG V1 ES

Módulo Posiciones posteriores

PSM X11

BIM, BOM, SOM o IOM X31 y X32 etc. a X51 y X52

BIM, BOM, SOM, IOM oGSM

X51, X52

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B 1) X302

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) Instalación de IRIG-B, si se incluye en posición P30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2 o P31:33) Instalación de RS485, si se incluye en posición P31:2¡Nota!Se puede incluir un LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.


ABB 29

Tabla 3. Designaciones para caja 3/4 x 19” con 1 ranura TRM

IEC08000472 BG V1 EN


PSM X11

BIM, BOM, SOM, IOM oMIM

X31 y X32 etc. a X101y X102

BIM, BOM, SOM, IOM,MIM o GSM

X101, X102

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B o LDCM 1) 2) X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) Instalación de IRIG-B, si se incluye en posiciónP30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2, P31:3,P30:2 y P30:33) Instalación de RS482, si se incluye en posiciónP31:2¡Nota!Se pueden incluir 2-4 LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.


30 ABB

Tabla 4. Designaciones para caja 1/1 x 19” con 2 ranuras TRM

IEC08000475 BG V1 EN


PSM X11

BIM, BOM,SOM, IOM o MIM

X31 y X32 etc. a X131 y X132

BIM, BOM,SOM, IOM, MIMo GSM

X131, X132

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B o LDCM1,2)

X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 o LDCM2) 3)

X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

1) Instalación de IRIG-B, si se incluye enposición P30:22) Secuencia de instalación de LDCM: P31:2,P31:3, P32:2, P32:3, P30:2 y P30:33) Instalación de RS485, si se incluye enposición P31:2¡Nota!Se pueden incluir 2-4 LDCM dependiendo de ladisponibilidad de los módulos IRIG-B y RS485respectivamente.


ABB 31


Figura 16.Módulo de transformadores deentrada (TRM)

Designación de entrada TI/TT según la figura 16

Confi

gura

ción d

e co

rrie

nte

/ten

sión

Confi

gura

ción

(50/

60 H

z)

AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12

12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A

12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A

￭ Indica alta polaridad. Tenga en cuenta que la polaridad interna se puede ajustar mediante la creación de la dirección de entradaanalógica CT neutral y / o en SMAI pre-procesamiento de bloques de función.


32 ABB


Figura 17.Módulo de entrada binaria (BIM).Los contactos de entrada con elnombre XA corresponden a lasposiciones X31, X41, etc. de laparte posterior y los contactos deentrada con el nombre XB a lasposiciones X32, X42, etc. de laparte posterior..


Figura 18.Módulo de entrada mA (MIM)


ABB 33

Véaseopción

Opción


Figura 19.Interfaces de comunicación (OEM, LDCM, SLM y HMI)

Notas para la figura 19

1) Puerto de comunicación posterior SPA/IEC 61850-5-103, conector ST para alt. de vidrio. Conector HFBRde presión para plástico según pedido

2) Puerto de comunicación posterior LON, conector ST para alt. de vidrio. Conector HFBR de presión paraplástico según pedido

3) Puerto de comunicación posterior RS485, bloque de terminales

4) Puerto de sincronización horaria IRIG-B, conector BNC

5) Puerto de sincronización horaria PPS o IRIG-B óptico, conector ST

6) Puerto de comunicación posterior IEC 61850, conector ST

7) Puerto de comunicación posterior C37.94, conector ST

8) Puerto de comunicación frontal Ethernet, conector RJ45

9) Puerto de comunicación posterior micro D-sub hembra de 15 polos, paso de 1.27 mm (0.050")

10) Puerto de comunicación posterior, bloque de terminales


34 ABB

La tierra de

protección

debe conectarse

Ready

Fail

INTERNAL FAIL


Figura 20.Módulo de alimentación (PSM)


Figura 21.Módulo de sincronizaciónhoraria GPS (GSM)


Figura 22.Módulo de salida binaria (BOM). Los contactos de salida con el nombre XAcorresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.


ABB 35


Figura 23.Módulo de salida estática (SOM)

Contactos de

lengüeta (tipo "reed"),

de baja capacidad de cierre.

*)


Figura 24.Módulo de entrada/salida binaria (IOM). Los contactos de entrada con el nombreXA corresponden a las posiciones X31, X41, etc. de la parte posterior y los contactosde salida con el nombre XB a las posiciones X32, X42, etc. de la parte posterior.


36 ABB

7. Datos técnicos

General

Definiciones

Valor dereferencia

El valor especificado de un factor influyente al que se refieren lascaracterísticas de un equipo

Rangonominal

El rango de valores de una cantidad influyente (factor) dentro del cual, bajocondiciones específicas, el equipo cumple con los requisitos especificados

Rangooperativo

El rango de valores de una cantidad de energización dada para el cual elequipo, bajo condiciones específicas, es capaz de ejecutar las funciones paralas que se ha diseñado de acuerdo con los requisitos especificados

Magnitudes de energización,valores asignados y límites

Entradas analógicas

Tabla 5. Magnitudes de alimentación, valores asignados y límites, TRM

Cantidad Valor asignado Margen nominal

Corriente Ir = 1 ó 5 A (0.2-40) × Ir

Rango de funcionamiento (0-100) x Ir

Sobrecarga permisiva 4 × Ir cont.

100 × Ir para 1 s *)

Carga < 150 mVA a Ir = 5 A

< 20 mVA a Ir = 1 A

Frecuencia fr = 50/60 Hz ± 5%

*) máx. 350 A para 1 s cuando se incluye el dispositivo de prueba COMBITEST.


ABB 37

Tabla 6. Módulo Ethernet óptico, OEM

Cantidad Valor asignado

Número de canales 1 ó 2

Estándar IEEE 802.3u 100BASE-FX

Tipo de fibra fibra multimodo de 62.5/125 mm

Longitud de onda 1300 nm

Conector óptico Tipo ST

Velocidad de comunicación Ethernet rápido 100 MB

Tensión CC auxiliar

Tabla 7. Módulo de alimentación, PSM


Tensión CC auxiliar, EL (entrada) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V

EL ± 20%EL ± 20%

Consumo de potencia 50 W normalmente -

Irrupción de potencia auxiliar CC < 5 A durante 0.1 s -

Entradas y salidas binarias

Tabla 8. Módulo de entrada binaria, BIM


Entradas binarias 16 -

Tensión CC, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consumo de potencia24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

máx. 0.05 W/entradamáx. 0.1 W/entradamáx. 0.2 W/entradamáx. 0.4 W/entrada

-

Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -

Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz


38 ABB

Tabla 9. Módulo de entrada binaria con capacidades mejoradas de recuento de pulsos, BIM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%



-

Frecuencia de entrada de contador 10 pulsos/s máx. -

Frecuencia de entrada de contadorequilibrada

40 pulsos/s máx. -

Discriminador de señal oscilante Bloqueo ajustable 1–40 HzDesbloqueo ajustable 1–30 Hz

Tabla 10. Módulo de entrada/salida binaria, IOM




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%



-


ABB 39

Tabla 11. Datos de contacto del módulo de entrada/salida binaria, IOM (normativa dereferencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de de disparo yseñalización

Relés de señal rápida(relé paralelo deláminas magnéticas)

Salidas binarias 10 2

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC 250 V CA, CC

Tensión de ensayo en el contactoabierto, 1 min

1000 V rms 800 V CC

Capacidad de transporte de corrienteContinua1 s

8 A10 A

8 A10 A

Poder de cierre en carga inductiva conL/R>10 ms0.2 s1.0 s

30 A10 A

0.4 A0.4 A

Poder de corte para CA, cos φ > 0.4 250 V/8.0 A 250 V/8.0 A

Poder de corte para CC con L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

Carga capacitiva máxima - 10 nF


40 ABB

Tabla 12. Datos de módulo de salida estática, SOM (normativa de referencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo yseñalización

Salidas binarias estáticas 6

Salidas de relé electromecánico 6

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

Tensión de ensayo en el contacto abierto, 1 min 1000 V rms


8 A10 A

Salidas binarias estáticas:Poder de cierre en carga capacitiva con capacitanciamáxima de 0.2 mF0.2 s1.0 s

20 A10 A

Salidas de relé electromecánico:Poder de cierre en carga inductiva con L/R>10 ms0.2 s1.0 s

20 A10 A

Poder de corte para CA, cos j>0.4 250 V/8.0 A


Tiempo de funcionamiento, salidas estáticas <1 ms


ABB 41

Tabla 13. Datos de contacto del módulo de salida binaria, BOM (normativa dereferencia: IEC 61810-2)

Función o cantidad Relés de disparo yseñalización

Salidas binarias 24

Tensión máxima del sistema 250 V CA, CC

Tensión de ensayo en el contacto abierto, 1 min 1000 V rms


8 A10 A

Poder de cierre en carga inductiva con L/R>10 ms0.2 s1.0 s

30 A10 A

Poder de corte para CA, cos j>0.4 250 V/8.0 A


Factores de influencia

Tabla 14. Influencia de temperatura y humedad

Parámetro Valor de referencia Rango nominal Influencia

Temperaturaambiente, valor defuncionamiento

+20 °C -10 °C a +55 °C 0.02% /°C

Humedad relativaRango defuncionamiento

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Temperatura dealmacenamiento

-40 °C a +70 °C - -


42 ABB

Tabla 15. Influencia de la tensión de alimentación CC auxiliar en la funcionalidaddurante el funcionamiento

Dependencia en Valor dereferencia

Dentro delmargennominal

Influencia

Rizado, en tensión CC auxiliarRango de funcionamiento

máx. 2%Rectificado deonda completa

12% de EL 0.01% /%

Dependencia de tensiónauxiliar, valor defuncionamiento

± 20% de EL 0.01% /%

Tensión CC auxiliarinterrumpida

24-60 V CC ±20%90-250 V CC ±20%

Intervalo deinterrupción0–50 ms

Sin reposición

0–∞ s Comportamientocorrecto con potenciareducida

Tiempo dereposición

<180 s

Tabla 16. Influencia de frecuencia (normativa de referencia: IEC 60255–6)

Dependencia en Dentro del margen nominal Influencia

Dependencia de frecuencia,valor de funcionamiento

fr ± 2.5 Hz para 50 Hz


± 1.0% / Hz

Dependencia de frecuencia paraprotección diferencial



± 2.0% / Hz

Dependencia de frecuenciaarmónica (20% contenido)

2º, 3º y 5º armónico de fr ± 1.0%

Dependencia de frecuenciaarmónica para proteccióndiferencial (10% contenido)

2º, 3º y 5º armónico de fr ± 6.0%


ABB 43

Ensayos de tipo según la normativa

Tabla 17. Compatibilidad electromagnética

Ensayo Valores de ensayo detipo

Normativa de referencia

1 MHz oscilante 2.5 kV IEC 60255-22-1, Clase III

Ensayo de inmunidad de ondas enanillo

2-4 kV IEC 61000-4-12, Clase III

Ensayo de capacidad de resistenciaa sobretensiones

2.5 kV, oscilante4.0 kV, transitoriarápida

ANSI/IEEE C37.90.1

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

Descarga de aire de 15kVDescarga de contactode 8 kVDescarga de contactode 8 kV

IEC 60255-22-2, Clase IV IEC 61000-4-2, Clase IV

Descarga electrostáticaAplicación directaAplicación indirecta

Descarga de aire de 15kVDescarga de contactode 8 kVDescarga de contactode 8 kV

ANSI/IEEE C37.90.1

Perturbación transitoria rápida 4 kV IEC 60255-22-4,Clase A

Ensayo de inmunidad de ondas 1-2 kV, 1.2/50 msalta energía

IEC 60255-22-5

Ensayo de inmunidad de frecuenciaindustrial

150-300 V,50 Hz

IEC 60255-22-7, Clase A

Ensayo de campo magnético defrecuencia industrial

1000 A/m, 3 s IEC 61000-4-8, Clase V

Ensayo de campo magnético deoscilación amortiguada

100 A/m IEC 61000-4-10, Clase V

Perturbación radiada de campoelectromagnético

20 V/m, 80-1000 MHz IEC 60255-22-3


20 V/m, 80-2500 MHz EN 61000-4-3


35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2


44 ABB

Tabla 17. Compatibilidad electromagnética, continuó



Perturbación conducida de campoelectromagnético

10 V, 0.15-80 MHz IEC 60255-22-6

Emisión radiada 30-1000 MHz IEC 60255-25

Emisión conducida 0.15-30 MHz IEC 60255-25

Tabla 18. Aislamiento



Ensayo dieléctrico 2.0 kV CA, 1 min. IEC 60255-5

Ensayo de tensión deimpulso

5 kV, 1.2/50 ms, 0.5 J

Resistencia de aislamiento >100 MW a 500 VDC

Tabla 19. Ensayos ambientales

Ensayo Valor de ensayo de tipo Normativa de referencia

Ensayo frío Ensayo Ad de 16 h a -25°C IEC 60068-2-1

Ensayo de conservación Ensayo Ad de 16 h a -40°C IEC 60068-2-1

Ensayo de calor seco Ensayo Bd de 16 h a +70°C IEC 60068-2-2

Ensayo de calor húmedo,régimen permanente

Ensayo Ca de 4 días a +40°C y humedad 93%

IEC 60068-2-78

Ensayo de calor húmedo,cíclico

Ensayo Db de 6 ciclos a +25hasta +55 °C y humedad de93 a 95% (1 ciclo = 24 horas)

IEC 60068-2-30

Tabla 20. Conformidad con CE

Ensayo De conformidad con

Inmunidad EN 50263

Emisividad EN 50263

Directiva de baja tensión EN 50178


ABB 45

Tabla 21. Ensayos mecánicos



Vibración Clase I IEC 60255-21-1

Choques y golpes Clase I IEC 60255-21-2

Sísmico Clase I IEC 60255-21-3


Tabla 22. Protección diferencial de barra (PDIF, 87B)

Función Margen o valor Precisión

Característica defuncionamiento

S=0.53 fijado ± 2.0% de Ir para I < Ir± 2.0% de I para I > Ir

Índice de reposición > 95% -

Nivel de funcionamientode corriente diferencial

(1-100000) A ± 2.0% de Ir para I < Ir± 2.0% de I para I > Ir

Nivel de funcionamientodiferencial sensible

(1-100000) A ± 2.0% de Ir para I < Ir± 2.0% de I para I < Ir

Nivel de funcionamientode zona de comprobación

(0-100000) A ± 2.0% de Ir para I < Ir± 2.0% de I para I > Ir

Pendiente de zona decomprobación

(0.0-0.9) -

Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


Tiempo defuncionamiento

19 ms normalmente de 0a 2 x Id12 ms normalmente de 0a 10 x Id

-

Tiempo de reposición 21 ms normalmente de 2a 0 x Id29 ms normalmente de 10a 0 x Id

-

Tiempo de impulso crítico 8 ms normalmente de 0 a2 x Id

-


46 ABB


Tabla 23. Protección de sobreintensidad de fase de cuatro etapas OC4PTOC

Función Margen de ajuste Precisión

Corriente defuncionamiento

(1-2500)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir


Corriente defuncionamiento mínima

(1-100)% de lbase ± 1.0% de Ir

Ángulo directo máximo (40.0–70.0) grados ± 2.0 grados

Ángulo directo mínimo (75.0–90.0) grados ± 2.0 grados

Bloqueo del segundoarmónico

(5–100)% de componentefundamental

± 2.0% de Ir

Retardo independiente (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo defuncionamiento mínimo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Características inversas,véase tabla 54 y tabla 55

19 tipos de curva Véase tabla 54 y tabla 55

Tiempo defuncionamiento, funciónde inicio

25 ms normalmente de 0 a 2 x Iset -

Tiempo de reposición,función de inicio

25 ms normalmente de 2 a 0 x Iset -

Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0 a 2 xIdefinido

-

Tiempo de margen deimpulso

15 ms normalmente -


ABB 47

Tabla 24. Protección de sobreintensidad monofásica de cuatro etapas (PTOC, 51)

Función Margen de ajuste Precisión

Corriente defuncionamiento

(1-2500)% de lbase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir


Bloqueo del segundoarmónico

(5–100)% de componentefundamental

± 2.0% de Ir

Retardo independiente (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo defuncionamiento mínimo

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Características inversas,véase tabla 54 y tabla 55

19 tipos de curva Véase tabla 54 y tabla 55

Tiempo defuncionamiento, funciónde inicio

25 ms normalmente de 0a 2 x Idefinido

-

Tiempo de reposición,función de inicio

25 ms normalmente de 2a 0 x Idefinido

-

Tiempo de impulso crítico 10 ms normalmente de 0a 2 x Idefinido

-

Tiempo de margen deimpulso

15 ms normalmente -


48 ABB

Tabla 25. Protección de fallo de interruptor CCRBRF


Corriente de fase defuncionamiento


Índice de reposición,corriente de fase

> 95% -

Corriente residual defuncionamiento


Índice de reposición,corriente residual

> 95% -

Nivel de corriente de fasepara bloqueo de la funciónde contacto




Tiempo de funcionamientopara la detección de corriente

10 ms normalmente -

Tiempo de reposición para ladetección de corriente

15 ms máximo -

Tabla 26. Protección de fallo de interruptor, versión monofásica (RBRF, 50BF)


Corriente de fase defuncionamiento


Índice de reposición,corriente de fase

> 95% -

Nivel de corriente de fasepara bloqueo de la funciónde contacto




Tiempo de funcionamientopara la detección de corriente

10 ms normalmente -

Tiempo de reposición para ladetección de corriente

15 ms máximo -


ABB 49

Control

Tabla 27. Reenganchador automático SMBRREC


Número de intentos de reenganche automático 1 - 5 -

Número de programas de reenganche automático 8 -

Tiempo de apertura de reenganche automático:disparo 1 - t1 1 fasedisparo 1 - t1 2 fasesdisparo 1 - t1 3 fases HSdisparo 1 - t1 3 fases Dld

(0.000-60.000) s

± 0.5% ± 10 ms

disparo 2 - t2disparo 3 - t3disparo 4 - t4disparo 5 - t5

(0.00-6000.00) s

Tiempo ampliado de apertura delreenganchador automático

(0.000-60.000) s

Tiempo máximo de espera para sincronismo delreenganchador automático

(0.00-6000.00) s

Duración máxima de impulso de disparo (0.000-60.000) s

Tiempo de reposición de inhibición (0.000-60.000) s

Tiempo de bloqueo (0.00-6000.00) s

Tiempo mínimo que CB debe permanecercerrado antes de que AR esté preparado para elciclo de reenganche automático

(0.00-6000.00) s

Longitud de impulso de cierre del interruptorautomático

(0.000-60.000) s

Tiempo de comprobación de CB antes de fallo (0.00-6000.00) s

Espera de liberación maestro (0.00-6000.00) s

Tiempo de espera después del comando decierre antes de proceder al disparo siguiente

(0.000-60.000) s


50 ABB

Lógica

Tabla 28. Bloques lógicos configurables

Bloque de lógica Cantidad con velocidad deactualización

Margen o valor Precisión

rápida media normal

LogicAND 90 90 100 - -

LogicOR 90 90 100 - -

LogicXOR 15 15 10 - -

LogicInverter 45 45 50 - -

LogicSRMemory 15 15 10 - -

LogicGate 15 15 10 - -

LogicTimer 15 15 10 (0.000–90000.000) s

± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer 15 15 10 (0.000–90000.000) s

± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet 15 15 10 (0.000–90000.000) s

± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay 15 15 10 (0.000–90000.000) s

± 0.5% ± 10 ms

Supervisión

Tabla 29. Medidas CVMMXN


Frecuencia (0.95-1.05) × fr ± 2.0 mHz

Corriente conectada (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% de Ir a I £ Ir± 0.5% de I a I > Ir

Tabla 30. Contador de eventos CNTGGIO


Valor del contador 0-10000 -

Máx. velocidad de recuento 10 pulsos/s -


ABB 51

Tabla 31. Informe de perturbaciones DRPRDRE


Periodo previo a la falla (0.05–0.30) s -

Periodo posterior a la falla (0.1–5.0) s -

Tiempo límite (0.5–6.0) s -

Número máximo de registros 100 -

Resolución de cronología absoluta 1 ms Véase tabla 50

Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas +derivadas internamente)

-

Número máximo de entradas binarias 96 -

Número máximo de fasores en elregistrador de valor de desconexión porregistro

30 -

Número máximo de indicaciones en uninforme de perturbaciones

96 -

Número máximo de eventos en el registrode eventos por cada registro

150 -

Número máximo de eventos en la lista deeventos

1000, primero en entrar,primero en salir

-

Tiempo total máximo de registro (tiempode registro 3.4 s y número máximo decanales, valor típico)

340 segundos (100registros) a 50 Hz, 280segundos (80 registros) a60 Hz

-

Frecuencia de muestreo 1 kHz a 50 Hz1.2 kHz a 60 Hz

-

Ancho de banda de registro (5-300) Hz -

Tabla 32. Lista de eventos

Función Valor

Capacidad dememoria intermedia

Número máximo de eventos en lalista

1000

Resolución 1 ms

Precisión Depende de la sincronizaciónde tiempo


52 ABB

Tabla 33. Indicaciones

Función Valor


Número máximo de indicacionespresentadas por perturbación

96

Número máximo de perturbacionesregistradas

100

Tabla 34. Registrador de eventos

Función Valor


Número máximo de eventos en el informe deperturbaciones

150

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Resolución 1 ms

Precisión Depende de lasincronizaciónde tiempo

Tabla 35. Registrador de valor de disparo

Función Valor


Número máximo de entradas analógicas 30

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Tabla 36. Registrador de perturbaciones

Función Valor

Capacidad dememoriaintermedia

Número máximo de entradas analógicas 40

Número máximo de entradas binarias 96

Número máximo de informes deperturbaciones

100

Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 sy número máximo de canales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a50 Hz280 segundos (80 registros) a60 Hz


ABB 53

Comunicación de la estación

Tabla 37. Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1

Función Valor

Protocolo IEC 61850-8-1

Velocidad de comunicación para los IED 100BASE-FX

Tabla 38. Protocolo de comunicación LON

Función Valor

Protocolo LON

Velocidad de comunicación 1.25 Mbit/s

Tabla 39. Protocolo de comunicación SPA

Función Valor

Protocolo SPA

Velocidad de comunicación 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 ó 38400 Bd

Número de esclavo 1 a 899

Tabla 40. Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103

Función Valor

Protocolo IEC 60870-5-103

Velocidad de comunicación 9600, 19200 Bd

Tabla 41. Puerto SLM – LON

Cantidad Margen o valor

Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de plástico: tipo HFBR de presión

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (1000 m normalmente*)Fibra de plástico: 7 dB (10 m normalmente*)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico


54 ABB

Tabla 42. Puerto SLM – SPA/IEC 60870-5-103


Conector óptico Fibra de vidrio: tipo STFibra de plástico: tipo HFBR de presión

Fibra, balance óptico Fibra de vidrio: 11 dB (3000ft/1000 m normalmente*)Fibra de plástico: 7 dB (80ft/25 m normalmente*)

Diámetro de fibra Fibra de vidrio: 62.5/125 mmFibra de plástico: 1 mm

*) según el cálculo del balance óptico

Tabla 43. Módulo de comunicación RS485 galvánico


Velocidad de comunicación 2400–19200 baudios

Conectores externos Conector RS-485 de 6 polosConector a tierra de 2 polos

Comunicación de remoto


ABB 55

Tabla 44. Módulos de comunicación de datos de línea (LDCM)

Características Margen o valor

Tipo de LDCM Margen corto(SR)

Margen medio(MR)

Margen largo (LR)

Tipo de fibra Multimodo deíndice gradual62.5/125 mmo 50/125 mm

Monomodo8/125 mm

Monomodo 8/125 mm

Longitud de onda 820 nm 1310 nm 1550 nm

Balance ópticoMultimodo de índice gradual62.5/125 mm, Multimodo de índice gradual50/125 mm

11 dB(distanciatípica de 3 km*)7 dB(distanciatípica de 2 km*)

20 dB (distanciatípica 80 km *)

26 dB (distancia típica120 km *)

Conector óptico Tipo ST Tipo FC/PC Tipo FC/PC

Protocolo C37.94 C37.94implementación**)

C37.94 implementación **)

Transmisión de datos Sincrónica Sincrónica Sincrónica

Velocidad de transmisión /Tasa de datos

2 Mb/s / 64kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

Fuente de reloj Interno oderivado de laseñal recibida

Interno oderivado de laseñal recibida

Interno o derivado de laseñal recibida

*) según el cálculo del balance óptico**) C37.94 definido originalmente sólo para multimodo; usando el mismo encabezamiento,configuración y formato de datos que C37.94

Hardware


56 ABB

IED

Tabla 45. Caja

Material Lámina de acero

Placa frontal Perfil de lámina de acero con corte para HMI

Tratamiento de lasuperficie

Acero prechapado con aluzinc

Acabado Gris claro (RAL 7035)

Tabla 46. Nivel de protección frente a agua y polvo según IEC 60529

Frontal IP40 (IP54 con cinta de estanquidad)

Parte posterior,lados, parte dearriba y de abajo

IP20

Tabla 47. Peso

Tamaño de la caja Peso

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 3/4 x 19” £ 15 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Sistema de conexión

Tabla 48. Sistema de conexión de E/S binaria

Tipo de conector Tensión asignada Sección de conductormáxima

Tipo de compresión de tornillo 250 V CA 2.5 mm2

2 × 1 mm2

Bloques de terminales adecuadospara terminales en anillo

300 V CA 3 mm2

Las funciones básicas del IED

Tabla 49. Autosupervisión con lista de eventos internos

Datos Valor

Modo de registro Continuo, con control de eventos

Tamaño de lista 1000 eventos, primero en entrar, primero en salir


ABB 57

Tabla 50. Sincronización horaria, cronología absoluta

Función Valor

Resolución de cronología absoluta, eventos y muestras de valoresde medición

1 ms

Error de cronología absoluta con sincronización un pulso/min(sincronización de pulsos por minuto), Eventos y muestras devalores de medición

± 1.0 ms normalmente

Error de cronología absoluta con sincronización SNTP, muestras devalores de medición

± 1.0 ms normalmente

Tabla 51. Módulo de sincronización horaria GPS (GSM)


Receptor – ±1µs UTC relativo

Tiempo para referencia de tiempo fiablecon antena en nueva posición o traspérdida de potencia de más de 1 mes

<30 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiabletras pérdida de potencia de más de 48 horas

<15 minutos –

Tiempo para referencia de tiempo fiabletras pérdida de potencia de menos de 48horas

<5 minutos –

Tabla 52. GPS: antena y cable

Función Valor

Máx. atenuación cable de antena 26 db @ 1.6 GHz

Impedancia cable de antena 50 ohmios

Protección contra rayos Debe proporcionarse externamente

Conector cable de antena SMA en extremo receptorTNC en extremo antena

Tabla 53. IRIG-B

Cantidad Valor asignado

Número de canales IRIG-B 1

Número de canales PPS 1

Conector eléctrico IRIG-B BNC

Conector óptico PPS Tipo ST

Tipo de fibra Fibra multimodo de 62.5/125 μm


58 ABB

Característica inversa

Tabla 54. Características de tiempo inverso ANSI


Característica defuncionamiento:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 ES (Ecuación 1)

Característica de reposición:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imedido/Idefinido

k = 0.05-999 en etapas de 0.01 amenos que se indique de maneradiferente

-

ANSI Extremadamente inversanº 1

A=28.2, B=0.1217, P=2.0, tr=29.1 ANSI/IEEE C37.112,clase 5 + 30 ms

ANSI Muy inversa nº 2 A=19.61, B=0.491, P=2.0, tr=21.6

ANSI Inversa normal nº 3 A=0.0086, B=0.0185, P=0.02, tr=0.46

ANSI Moderadamente inversa nº4

A=0.0515, B=0.1140, P=0.02, tr=4.85

ANSI Extremadamente inversade tiempo largo nº 6

A=64.07, B=0.250, P=2.0, tr=30

ANSI Muy inversa de tiempolargo nº 7

A=28.55, B=0.712, P=2.0, tr=13.46

ANSI Inversa de tiempo largo nº8

k=(0.01-1.20) en etapas de 0.01A=0.086, B=0.185, P=0.02, tr=4.6


ABB 59

Tabla 55. Características de tiempo inverso IEC


Característica defuncionamiento:

( )1= ×

-


P

At k

I



k = (0.05-1.10) en etapas de 0.01 -

Retardo para reposición, tiempoinverso IEC

(0.000-60.000) s ± 0.5% de tiempodefinido de ± 10 ms

IEC Inversa normal nº 9 A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms

IEC Muy inversa nº 10 A=13.5, P=1.0

IEC Inversa nº 11 A=0.14, P=0.02

IEC Extremadamente inversa nº12

A=80.0, P=2.0

IEC Inversa de tiempo corto nº13

A=0.05, P=0.04

IEC Inversa de tiempo largo nº 14 A=120, P=1.0


60 ABB

Tabla 55. Características de tiempo inverso IEC, continuó


Característica definida por elusuario nº 17Característica defuncionamiento:

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Característica de reposición:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR



k=0.5-999 en etapas de 0.1A=(0.005-200.000) en etapas de0.001B=(0.00-20.00) en etapas de 0.01C=(0.1-10.0) en etapas de 0.1P=(0.005-3.000) en etapas de 0.001TR=(0.005-100.000) en etapas de0.001CR=(0.1-10.0) en etapas de 0.1PR=(0.005-3.000) en etapas de 0.001

IEC 60255, clase 5+ 40 ms

Característica inversa RI nº 18

1

0.2360.339

= ×

-

t k

I



k=(0.05-999) en etapas de 0.01 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms

Característica inversalogarítmica nº 19

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



k=(0.05-1.10) en etapas de 0.01 IEC 60255-3, clase5 + 40 ms


ABB 61

Accesorios

Antena GPS y detalles de montaje

Antena GPS, incluye kits de montaje Cantidad: 1MRK 001 640-AA

Cable de antena, 20 m Cantidad: 1MRK 001 665-AA

Cable de antena, 40 m Cantidad: 1MRK 001 665-BA

Convertidor de interfaz (para comunicación de datos del extremo remoto)

Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703, incluidos

accesorios de montaje en rack 1U 19”

Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-AA

Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703.E1 Cantidad: 1 2 1MRK 002 245-BA

Dispositivo de prueba

El sistema de prueba COMBITEST diseñado

para usarse con los productos IED 670 se

describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK

001024-CA. Consulte la página web:

www.abb.com/substationautomation y ABB

Product Guide > High Voltage Products >

Protection and Control > Modular Relay >

Test Equipment para obtener información

más detallada. Si se trata de conmutadores

FT, consulte la página web:

www.abb.com>ProductGuide>Medium

Voltage Products>Protection and Control

(Distribution) para obtener información más

detallada.

Debido a la gran flexibilidad de nuestro

producto y la amplia variedad de aplicaciones

posibles, el dispositivo de prueba debe

seleccionarse para cada aplicación específica.

Seleccione el dispositivo de prueba adecuado

basándose en las disposiciones de los

contactos que se muestran en la

documentación de referencia.

Sin embargo, nuestra propuesta de variantes

adecuadas es:

Transformador de dos devanados con neutro

interno en circuitos de corriente. Pueden

usarse dos piezas en aplicaciones para

transformadores de tres devanados en

disposición de interruptor simple o múltiple

(número de pedido RK926 215-BD)

Transformador de dos devanados con neutro

externo en circuitos de corriente. Pueden

usarse dos piezas en aplicaciones para

transformadores de tres devanados en

disposición de interruptor simple o múltiple

(número de pedido RK926 215-BH).

Transformador de tres devanados con neutro

interno en circuitos de corriente (número de

pedido RK926 215-BX).

El contacto normalmente abierto "En modo

ensayo" 29-30 en los dispositivos de prueba

RTXP debería estar conectado a la entrada

del bloque de función de ensayo para

permitir la activación de funciones

individualmente durante el ensayo.

Pedido Protección diferencial de barras REB670AyudasLeer atentamente y respetar el conjunto de las reglas para asegurar una gestión del mando sin problema. Le rogamos se refiera a ala matrix de funciones para las funciones del programa incluidas indicadas en cada embalaje de optiones cel programa. El tamaño de los carácteres de la sección de opciones del programa varia según las opciones incluidas. Entre los códigos de opciones en los espacios grises para rellenar el número del pedido. Para obtener un código de pedido completo, hay que juntar el código de lahoja l y de la hoja 2 como indicado en el ejemplo siguiente: 1 BIM y ! BOM en A20, A31, B20 y 2 BIM y 1 BOM en B21, B31 es básico. Pedido entrada/salida como requerido.

Hoja 1 Hoja 2REB 670* - - - - - - -

PROGRAMA Notas y normasNúmero de la versión

Versión no 1.1Otras configuraciones

3 fases, 4 bayas A203 fases, 8 bayas A311 fase, 12 bayas, caja 1/2 19” B201 fase, 12 bayas, caja 1/1 19”1 B211 fase, 24 bayas B31

Configuración CAP Modelo estación simple, 1 1/2CB, 2CB, 1CB, contactos-b, BBP unicamente

X01

Barra omnibus doble - 1CB, contactos a y b, BBP unicamente

X02 Notas: Unicamente para A31, B21 y B31

Barra omnibus doble - 1CB, contactos a y b, BBP, EnFP.

X03 Notas: Unicamente para A31, B21 et B31Notas: Cada una de la protección de fallo del disyuntor y de protección de sobreintensidad puede ser pedida a continuación

Opciones del programa Todos los campos del formulario pueden ser rellenados enNinguna opción X00Protección de sobreintensidad de fase a cuatro etapas, 4 bayas

C06 Notas: Unicamente para A20

Protección de sobreintensidad de fase a cuatro etapas, 8 bayas


Protección de sobreintensidad de fase simple a cuatro etapas, 12 bayas

C08 Notas: Unicamente para B20 y B21

Protección de sobreintensidad de fase simple a cuatro etapas, 24 bayas

C09 Notas: Unicamente para B31

Protección de fallo de disyuntor, 4 bayas C10 Notas: Unicamente para A20Protección de fallo de disyuntor, 8 bayas C11 Notas: Unicamente para A31Protección de fallo de disyuntor, 12 bayas, fase simple

C12 Notas: Unicamente para B20 y B21

Protección de fallo de disyuntor, 24 bayas, fase simple


Reenganche automático, 2 disyuntores H05Primer idioma HMI

Idioma HMI, Inglés IEC B1Idioma HMI, Inglés US B2

Idioma HMI adicionalNo hay segundo idioma HMI X0Alemán A1Ruso A2Francés A3Español A4Italiano A5Polaco A6Húngaro A7Checo A8Sueco A9

EmbalajeCaja 1/2 19” A Notas: Unicamente para A20/B20Caja 3/4 19” 1 ranura TRM B Notas: Unicamente para A20/B20Caja 1/1 19” 2 ranuras TRM E Notas Unicamente para A31/B21/B31

Detalles de montaje con IP40 de protección en la parte de delanteKit de montaje armario 19” para caja 1/2 19” o 2xRHGS6 o RHGS12 AKit de montaje armario 19” para caja 3/4 19” o 3xRHGS6 BKit de montaje armario 19” para caja 1/1 19” CKit de montaje pared DKit de montaje empotrado EKit de montage empotrado + producto de montaje IP54 F

Tipo de conexión para tabla PSM y entrada/salidaConexión de tipo de compresión estandar K

Alimentación eléctrica auxiliar

24-60 VDC A90-250 VDC B

Interfaz máquina humanoTalla pequeña - texto unicamente, símbolo IEC

A

Talla mediana - visualización gráfica, símbolos IEC BTalla mediana - visualización gráfica, símbolos ANSI

C

Hoja 1 (Entrar los códigos de opciones a partir de la hoja 1 en los espacios siguientes)

Hoya 2

REB 670* - - - - - - - - - * A - -

Sistema analógico (Primer módulo X401, segundo módulo X411)Primer TRM, terminales de conexión de compresión estandard APrimer TRM, terminales abultamiento anillo BPrimer TRM, 12I, 1A 1Primer TRM, 12I, 5A 2Segundo TRM no incluido X0 Notas: A31/B31 deben incluir un segundo TRM, opcional en B21Segundo TRM, terminales de conexión de compresión estandard A Notas: El segundo TRM debe tener ls mismas conexiones (tipo compresión estandar o abultamiento

anillo) que e primer TRMSegundo TRM, terminales abultamiento anillo BSegundo TRM, 12I 1A 1 1Segundo TRM, 12I, 5A 2

Entrada y salida binaria, tabla de sincronización de tiempo y mA. Notas: 1 BIM y 1 BOM de base no incluidos. 2 BIM y 1 BOM en B21/B31Posición ranura (vista atrás) Notas: Max 3 posciones en

armario 1/2 y 8 en armario 3/4 con 1 TRM y 11 en armario 1/1 con 2 TRM

-X

31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X10

1

X11

1

X12

1

X13

1

- -

Caja 1/2 con 1 TRM Notas: Unicamente para A20/B20. Unicamente para la posición X31 a X51 puede ser seleccionada.

Caja 3/4 con 1 TRM Notas: Unicamente para A20/B20Caja 1/1 con 2 TRM Notas: Unicamente para A31/B21/

B31No hay tabla en esta ranura X X X X X X X X XMódulo de salida binaria 24 relés de salida (BOM) Notas: Máximo tablas 4 BOM+SOM

Notas: Configuración de base en A20, A31 y B20 adaptada para 1BIM y 1 BOMNotas: Configuración de base en B21 y B31 adaptada para 2 BIM y 1 BOM

A A A A A A A A A A Notas: No en B21/B31BIM 16 entradas, RL24-30 VDC B B B B B B B B B BBIM 16 entradas, RL48-60 VDC C C C C C C C C C CBIM 16 entradas, RL110-125 VDC D D D D D D D D D DBIM 16 entradas, RL220-250 VDC E E E E E E E E E EBIMp 16 entradas, RL24-30 VDC para contador de pulsaciones

F F F F F F F F F

BIMp 16 entradas, RL48-60 VDC para contador de pulsaciones

G G G G G G G G G


H H H H H H H H H


K K K K K K K K K

IOM 8 entradas, 10+2 salida, RL24-30 VDC L L L L L L L L LIOM 8 entradas, 10+2 salida, RL48-60 VDC M M M M M M M M MIIOM 8 entradas, 10+2 salida RL110-125 VDC

N N N N N N N N N

IIOM 8 entradas, 10+2 salida RL220-250 VDC

P P P P P P P P P

IOM con MOV 8 entradas, 10+2 salida, 24-30 VDC U U U U U U U U UIOM con MOV 8 entradas, 10+2 salida, RL48-60 VDC

V V V V V V V V V

IOM con MOV 8 entradas, 10+2 salida, RL110-125 VDC

W W W W W W W W W

IOM con MOV 8 entradas, 10+2 salida, RL220-250 VDC

Y Y Y Y Y Y Y Y Y

GPS módulo de sincronización del tiempo (en última ranura)

S S

SOM Módulo de salida estática T T T T T T T T TComunicación final lejana, comm. De serie DNP y módulos de sincronización del tiempoPosición ranura (vista atrás)

X31

2

X31

3

X30

2

X30

3

X32

2

X32

3

Ranuras disponible en caja 1/2 con 1 TRM Notas: Max 1 LDCMRanuras disponible en caja 3/4 con 1 TRM Notas: Max 2 LDCMRanuras disponible en caja 1/1 con 2 ranuras TRM Notas: Max 2 LDCMNo incluye ninguna tabla de comunicación a distan-cia

X X X X X X

Corto plazo óptico LDCM A A A A A AIRIG-B Módulo de sincronización del tiempo FMódulo de comunicación RS485 galvánico G

Unidad de comunicación de serie para comunicación de estación

Posición ranura (vista atrás)

X30

1

X31

1

No incluye la primera tabla de comunicación XNo incluye la segunda tabla de comunicación XSerie SPA/IEC 60870-5-103 y LON módulo de comunicación (plástico)

A

Serial SPA/IEC 60870-5-103 (plastic) and LON (glass) communication module

B

Serie SPA/IEC 60870-5-103 y LON módulo de comunicación (vidrio)

C

Módulo eternet óptico, 1 vidrio cadena DMódulo eternet óptico, 2 vidrio cadena E

Ejemplo:REB 670*1.1-A20X01-C06-X0-A-A-B-A-A2-X0-CAX-XXX-XD

Accesorios

Unidad de transformador de intensidad externa

Note: Sólo para B20, B21 y B31

Transformadores de suma SLCE 8–1 de 3 piezas en placa de

aparatos (altura 2U), 1/1 A

Cantidad:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 000 643-EA



Cantidad:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 000 643-FA



Cantidad:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 000 643-GA

Antena GPS y detalles de montaje

Antena GPS, incluye kits de montaje Cantidad: 1MRK 001 640-AA

Cable de antena, 20 m Cantidad: 1MRK 001 665-AA

Cable de antena, 40 m Cantidad: 1MRK 001 665-BA

Convertidor de interfaz (para comunicación de datos del extremo remoto)

Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703, incluidos

accesorios de montaje en rack 1U 19”

Cantidad: 1 2 3 4 1MRK 002 245-AA

Convertidor de interfaz externa de C37.94 a G703.E1 Cantidad: 1 2 3 4 1MRK 002 245-BA

Dispositivo de prueba

El sistema de prueba COMBITEST diseñado

para usarse con los productos IED 670 se

describe en 1MRK 512 001-BEN y 1MRK

001024-CA. Consulte la página web:

www.abb.com/substationautomation y ABB

Product Guide > High Voltage Products >

Protection and Control > Modular Relay >

Test Equipment para obtener información

más detallada. Si se trata de conmutadores

FT, consulte la página web:

www.abb.com>ProductGuide>Medium

Voltage Products>Protection and Control

(Distribution) para obtener información más

detallada.

Debido a la gran flexibilidad de nuestro

producto y la amplia variedad de aplicaciones

posibles, el dispositivo de prueba debe

seleccionarse para cada aplicación específica.

Seleccione el dispositivo de prueba adecuado

basándose en las disposiciones de los

contactos que se muestran en la

documentación de referencia.

Sin embargo, nuestra propuesta de variantes

adecuadas es:

RK926 315-CA se proporciona con cuatro

entradas de TI trifásicas con corriente de

cortocircuito y con seis contactos de bloqueo

de salida de desconexión. Es adecuado

cuando la puesta a tierra del TI interno es

aceptable tanto para la versión trifásica como

para las versiones monofásicas. Si hay

disponibles más de cuatro alimentadores o

están previstos para el futuro, se requieren

varios conmutadores de prueba y la

desconexión debe bloquearse mediante

conexión en serie de los contactos del

dispositivos de prueba de desconexión y/o

bloqueo de desconexión con el contacto de

entrada 29-30 y lógica de configuración.

RK926 315-AV se proporciona con una

entrada de TI trifásica con corriente de

cortocircuito y con dieciséis contactos de

bloqueo de salida de desconexión. Es

adecuado cuando la puesta a tierra del TI

externo se requiere tanto para la versión

trifásica como para las versiones monofásicas.

En ese caso, se utiliza un dispositivo por

celda. Con tal disposición están disponibles

las mejores características de prueba para

BBP y BFP integrado

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP

24 montado y conmutador de encendido/

apagado para suministro de CC se piden por

separado. Consulte la sección

"Documentación relacionada" para obtener

referencias a los documentos correspondientes

La caja RHGS 6 o la caja RHGS 12 con RTXP

24 montado y conmutador de encendido/

apagado para suministro de CC se piden por

separado. Consulte la sección

"Documentación relacionada"para obtener

referencias a los documentos

correspondientes.

Cubierta protectora

Cubierta protectora para parte posterior de RHGS6, 6U, 1/4 x

19”

Cantidad: 1MRK 002 420-AE

Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 1/2 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AC

Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 3/4 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AB

Cubierta protectora para parte posterior de IED, 6U, 1/1 x 19” Cantidad: 1MRK 002 420-AA

Combiflex

Conmutador de llave para desconexión definitiva de ajustes a través

de LCD-HMI

Cantidad: 1MRK 000 611-A

Nota: Para conectar el conmutador de llave, se deben utilizar cables con toma de corriente Combiflex 10 A en un

extremo.

Kit de montaje adyacente Cantidad: 1MRK 002 420-Z

Herramientas de configuración y monitorización

Cable de conexión frontal entre LCD-HMI y PC Cantidad: 1MRK 001 665-CA

Papel especial A4 para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-CA

Papel especial Carta para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-DA

Administrador IED de protección y control PCM 600

PCM 600 ver. 1.5, IED Manager Cantidad: 1MRK 003 395-AB

PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 Cantidad: 1MRK 003 395-BB

PCM 600 Engineering – Licencia de la empresa Cantidad: 1MRK 003 395-BL

PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 + CCT for

IEC 61850-8-1 configuration of IED

Cantidad: 1MRK 003 395-CB

PCM 600 Engineering Pro – 10 licencias Cantidad: 1MRK 003 395-CL

Manuales

Nota: En cada IED se incluye un (1) CD de conexión IED que contiene documentación para el usuario

(Operator’s manual (Manual del operador), Technical reference manual (Manual de referencia técnica),

Installation and commissioning manual (Manual de instalación y puesta en servicio), Application

manual (Manual de aplicación) y Getting started guide (Guía de introducción)), paquetes de

conectividad y una plantilla de etiquetas LED.

Regla: Especifique la cantidad adicional de CD de conexión del IEDsolicitados.

Cantidad: 1MRK 002 290-AB

User documentation (Documentación para el usuario)

Regla: Especifique el número de manuales impresossolicitados Operator’s manual (Manual del operador)

IEC Cantidad: 1MRK 505 179-UEN

US English Cantidad: 1MRK 505 179-UUS

Technical reference manual (Manual de referencia

técnica)



Installation and commissioning manual (Manual de

instalación y puesta en servicio)



Application manual (Manual de aplicación) IEC Cantidad: 1MRK 505 181-UEN


Engineering guide IED 670 products (Guía de

ingeniería, productos IED 670)

Cantidad: 1MRK 511 179-UEN

Información de referencia

Para nuestra referencia y estadísticas, le agradeceríamos que nos facilitara los siguientes datos de aplicación:

País: Usuario final:

Nombre de estación: Nivel de tensión: kV

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Lista de objetos de datos IEC 61850 para IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 084-WEN

Paquete de conectividad IED de IEC 61850 genérico 1KHA001027-UEN

Instrucciones de instalación del Administrador IED de protección y control, PCM 600 1MRS755552

Guía de ingeniería de productos IED 670 1MRK 511 179-UEN

Las últimas versiones de los documentos descritos se pueden encontrar en www.abb.com/substationautomation

protección diferencial de barras reb670 preconfigurado ... · pdf fileestado de la...

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